Ситуація на світовому енергетичному ринку змушує уряди оперативно реагувати на ризики дефіциту пального. В Австралії регулятор тимчасово дозволив найбільшим паливним компаніям координувати дії, щоб стабілізувати «постачання» бензину та дизелю попри зростання цін і локальні перебої.

Координація ринку пального як антикризовий крок

Австралійська комісія з питань конкуренції та захисту прав споживачів (ACCC, Australian Competition and Consumer Commission — державний антимонопольний регулятор) надала терміновий тимчасовий дозвіл найбільшим постачальникам пального координувати свої дії.

Що дозволено і що обмежено

• Дозволено: узгодження логістики та обсягів «постачання» пального для подолання дефіциту
• Заборонено: обмін інформацією про ціни або будь-які домовленості щодо їх встановлення
• Мета: мінімізувати перебої у забезпеченні споживачів, бізнесу та аграрного сектору

Дозвіл отримали члени Австралійського інституту нафти, серед яких ключові гравці ринку — Ampol Ltd та Viva Energy Group Ltd.

Причини термінового рішення

• військовий конфлікт на Близькому Сході
• порушення глобальних ланцюгів «постачання» енергоносіїв
• зростання попиту на пальне всередині країни
• локальні дефіцити в окремих регіонах

«Ми терміново розглянули й надали цей дозвіл, оскільки розуміємо вплив поточної ситуації на споживачів, бізнес і фермерів», — заявила голова ACCC Джина Касс-Готтліб

Динаміка цін і ринкові ризики

• Ціни на бензин і дизель: продовжують зростати протягом останнього тижня
• Темпи зростання: повільніші, ніж на початку конфлікту три тижні тому
• Попит: підвищений, що посилює тиск на ринок
• Дефіцит: зберігається в окремих локаціях

Регулятор прямо визнає, що навіть контрольована координація між великими компаніями несе ризики для конкуренції.

«Дозвіл на координацію створює реальний ризик шкоди конкуренції, тому ми встановили умови для його мінімізації», — наголосила Джина Касс-Готтліб

Баланс між конкуренцією та стабільністю

• Регуляторна дилема: необхідність забезпечити стабільність «постачання» без руйнування ринкової конкуренції
• Тимчасовий характер рішення: дозвіл є проміжним і може бути переглянутий
• Контроль: ACCC обмежує координацію лише логістикою, виключаючи ціноутворення

Таким чином, австралійська модель реагування демонструє підхід, коли держава тимчасово послаблює антимонопольні обмеження для стабілізації критично важливого ринку.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Reuters

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

У першій половині 2025 року в Австралії продано понад 72 тис. електромобілів і plug-in гібридів — близько 12% усіх нових авто, що на ≈25% більше проти того самого періоду 2024-го. Попри прискорення, країна суттєво відстає від лідерів (Норвегія 98,3%, Непал 76%, Китай 51%).

Автор матеріалу обґрунтовує: без заборони продажів ДВЗ із 2035 досягти цілей зі скорочення викидів на транспорті (–62%…–70% до 2035) не вдасться; транспорт уже становить 22% національних викидів і є найшвидше зростальною категорією.

2035 як точка неповернення для автотранспорту Австралії

• Проблема
  • Транспорт = 22% загальних викидів; швидке зростання.
  • Електромобілі в автопарку: лише ≈2% із 21,7 млн авто (нинішній автопарк).
  • Поточні продажі EV: 12% нових авто (1H2025) — замало для цілей 2035.
• Ціль
  • EV-частка нових продажів: щонайменше 50% у наступне десятиріччя.
  • Сумісність із торговими партнерами: ЄС-підхід до 2035, мандати Великої Британії.
• Політичний інструмент
  • Заборона нових бензинових/дизельних авто з 2035.
  • Проміжні орієнтири: індикатори прогресу, перегляди, захист від лазівок.
  • Підкріплення: стандарти ефективності, стимули, інфраструктура заряджання, справедливе тарифоутворення доріг.
• Міжнародний досвід
  • ЄС: усі авто після 2035 мають бути нульових викидів, із вузьким винятком для е-палив.
  • Велика Британія: до 2030 — 80% нових авто та 70% фургонів — нульових викидів; 100% — до 2035.
• Соціально-економічні умови
  • Спротив: автовиробники ДВЗ, дилери, політичні ризики в регіонах.
  • Підтримка: виробники EV, оператори зарядок; суспільне схвалення зростає.
  • Необхідні запобіжники: підтримка низькодохідних/сільських домогосподарств, трейд-ін, збереження доступного вторинного ринку.
• Наслідки для ринків нафти та нафтопродуктів
  • Скорочення попиту на бензин/дизель у нових продажах з 2035 → поступове зниження споживання в міру оновлення автопарку.
  • Тиск на маржі НПЗ, що працюють на моторні палива для австралійського ринку, та на імпортні потоки нафтопродуктів.
  • Зміна структури попиту: перерозподіл капіталу з нафтопродуктів у електромережі та зарядну інфраструктуру.

Чому потрібна поетапна заборона

• Без посилення політики та чіткої дати припинення продажів ДВЗ виконати нову ціль скорочення викидів на –62%…–70% до 2035 неможливо.
• Нині EV — лише ≈2% з 21,7 млн авто на дорогах; навіть за темпу продажів 12% оновлення автопарку буде надто повільним.

Як працює міжнародний прецедент і «запобіжники»

• ЄС ухвалив один із найжорсткіших підходів: усі авто/фургони з 2035 — нульових викидів, із вузьким винятком для е-палив (CO₂ + водень). Політична боротьба (позиція Німеччини) призвела до компромісу й ризику лазівок.
• Урок для Австралії: встановлювати проміжні цілі, механізми перегляду, захист від обходу правил, підтримку інфраструктури та справедливості.
• Велика Британія вже закріпила траєкторію: 80% нових авто та 70% фургонів — до 2030, 100% — до 2035.

Політика та опір

• Запровадження стандартів ефективності вже викликало сильний спротив, попри відсутність прямих квот/заборон.
• Міністр Кріс Боуен наголошує на ставці на стандарти, стимули й інфраструктуру — без заборон.
  

  «Ми не можемо просто побажаннями позбутися викопного пального», — Кріс Боуен.

• Політичні ризики найвищі у залежних від авто регіонах; водночас зростання продажів EV свідчить про підтримку спільнот, хоча залишаються питання ціни, моделей і надійності зарядок.

Як вибудувати заборону, щоб вона працювала

• Нормативне закріплення (закон або регуляція), а не декларації.
• Проміжні KPI з відстеженням і регулярними переглядами.
• Супутні політики: поступове посилення стандартів пального, стимули, справедливе дорожнє ціноутворення, реформи реєстрації.
• Агресивне масштабування зарядної мережі з фокусом на сільські/віддалені регіони.
• Справедливість: адресні дотації для низьких доходів, трейд-ін, підтримка вторинного ринку доступних EV.
• Індустріальний перехід: перекваліфікація кадрів, стимули для локального виробництва компонентів/EV.
• Фінансовий баланс: скасування пільг для ДВЗ і можливий «feebate» (Bonus-Malus, Clean Car Discount) для нейтралізації різниці в цінах.

Висновки та вплив на ринки нафти й нафтопродуктів

• Заборона з 2035 припиняє попит на нові бензинові/дизельні авто → через 5–10 років оновлення автопарку це трансформується в помітне падіння споживання бензину й дизелю в дорожньому транспорті Австралії.
• З огляду на те, що нині транспорт — найшвидше зростальна категорія викидів, зміна палива (до електрики) прямо зменшує ринковий попит на моторні нафтопродукти.
• Фінансові наслідки: тиск на переробні маржі і завантаження НПЗ, корекція імпортних потоків бензину/дизелю до Австралії, переорієнтація капіталу в електромережі та зарядки.
• Цінова динаміка на внутрішніх ринках нафтопродуктів у середньостроковій перспективі може пом’якшуватися (менший попит), проте інфраструктурні інвестиції й тарифи на електроенергію стають визначальними у витратах мобільності.

Порівняльні показники, що задають орієнтир Австралії

• Поточна частка EV у продажах Австралії: 12% (1H2025) проти 50%+ цілі у наступне десятиріччя.
• Лідери: Норвегія 98,3%, Непал 76%, Китай 51% нових авто — EV.
• Велика Британія: 80% авто та 70% фургонів до 2030; 100% — до 2035.

Позиції сторін

• Позиція Електромобільної ради: припинити продаж нових бензинових і дизельних авто до 2035 для прискорення переходу.
• Позиція уряду (Кріс Боуен): акцент на стандарти ефективності, стимули, інфраструктуру, а не на заборони.
  

  «Ми не можемо просто побажаннями позбутися викопного пального», — Кріс Боуен.

Джерело: Terminal

За матеріалами: theguardian.com

В Австралії остаточно закрили амбітний проєкт Murchison Hydrogen Renewables, що мав стати найбільшим виробництвом зеленого водню у країні. Водночас компанія-підрядник вирішила повністю вийти з ринку водню.

Остаточне рішення про закриття

Murchison Hydrogen Renewables — це 5-гігава́тний проєкт на заході Австралії, що планував виробництво зеленого аміаку для експорту. Він офіційно скасований після того, як компанія Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) ухвалила рішення залишити не лише цей об’єкт, а й увесь водневий напрям своєї діяльності.

• За планом об’єкт мав щороку виробляти близько 2 мільйонів тонн зеленого аміаку
• Потенційними ринками збуту були Південна Корея та Японія

Причини виходу з ринку

Компанія заявила, що водень більше не відповідає її інвестиційній стратегії. У CIP пояснили свою позицію так:

Ми більше не інвестуємо в жодні водневі проєкти

Наслідки для Австралії

Це рішення б’є по планах Австралії стати провідним експортером зеленого водню та аміаку. Попри плани федерального уряду зробити країну водневою супердержавою, вихід великого інвестора підсвічує серйозні ризики та виклики для галузі.

• Високі витрати на виробництво зеленого водню
• Невизначеність щодо попиту на ключових ринках
• Проблеми з фінансуванням інфраструктури

Джерело

Terminal. За матеріалами: Hydrogen Insight

Додаткові джерела інформації

• Australia eyes green hydrogen ‘superpower’ status despite hurdles – Reuters
• Australian Government Hydrogen Strategy

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Зміни фіскального середовища та нові інвестиції підтримують стабільність нафтовидобутку в регіоні

Австралія, Індонезія, Індія та Катар

Австралія: Прогнозується, що видобуток нафти в Австралії знизиться з 370 тис. барелів на добу (тис. б/д) до 300 тис. б/д у 2030 році. Основним чинником падіння стане вичерпання ресурсів у басейні Карнарвон. Найперспективнішим новим джерелом вважався проєкт Dorado від компанії Santos з потенціалом 80 тис. б/д, однак його реалізацію відкладено до завершення повторної оцінки ресурсів басейну Bedout.

Статистичні дані по Ізраїлю у звіті IEA надані відповідними ізраїльськими органами. Їх використання в матеріалах ОЕСР не впливає на міжнародно-правовий статус Голанських висот, Східного Єрусалима та ізраїльських поселень на Західному березі.

Індонезія: Поточний рівень видобутку нафти становить 590 тис. б/д і до кінця десятиліття очікується його зростання до 620 тис. б/д. Це стало можливим завдяки реформам фіскального режиму, які підвищили частку доходу виробників до 75–95% (раніше були випадки з нульовою винагородою). Також пришвидшено процес буріння розвідувальних свердловин і оптимізовано програми збільшення нафтовіддачі (EOR). Нові інвестиції від Petronas, Eni та PetroChina відкривають додатковий потенціал зростання видобутку в середньостроковій перспективі.

Індія: Країна також оновила фіскальні умови в рамках десятої ліцензійної кампанії Open Acreage Licensing Policy (OALP X). Нові умови гарантують більшу передбачуваність і стабільність для інвесторів. Було скасовано податок на надприбутки та введено стимули для раннього початку видобутку. До нормативної бази додано легку щільну нафту та сланцевий газ.

Нові партнерства між індійськими держкомпаніями та західними гравцями підтримують позитивний настрій на ринку. Зокрема, Oil India Ltd підписала угоди з Petrobras та TotalEnergies, а ONGC (Oil and Natural Gas Corporation Ltd) уклала контракт із дочірньою компанією BP на надання технічних послуг. Незважаючи на це, очікується незначне скорочення видобутку – на 30 тис. б/д до 670 тис. б/д до 2030 року.

Катар: У 2024 році країна збільшила видобуток на 40 тис. б/д – до 1,8 млн б/д. До 2030 року очікується зростання ще на 610 тис. б/д, головним чином завдяки виробництву конденсату з нових шести LNG-терміналів: чотирьох у проєкті North Field East (NFE) та двох у North Field South (NFS). Вони додадуть на ринок 370 тис. б/д конденсату та супутні обсяги NGL. Перші два термінали NFE планують ввести в експлуатацію у середині 2026 року.

Очікується також незначне зростання видобутку сирої нафти з 620 до 650 тис. б/д завдяки модернізації проєкту Al Shaheen, яким опікується North Oil Company – спільне підприємство TotalEnergies та QatarEnergy.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку