Тимчасова знижка на паливний акциз в Австралії припинила діяти 3 серпня. Уряд доручив Австралійській комісії з питань конкуренції та захисту споживачів посилити моніторинг цін. Постачальникам і АЗС заборонено використовувати повернення стандартної ставки як підставу для неправдивого, оманливого або необґрунтованого підвищення роздрібних цін.

Після завершення податкової пільги уряд перейшов від прямого стримування цін до посиленого антимонопольного контролю

Австралійський уряд спочатку знизив паливний акциз на 32 австралійські центи за літр на три місяці. Після завершення цього періоду підтримку продовжили ще на місяць за половинною ставкою — 16 центів за літр. Із 3 серпня пільга та знижка на плату для користувачів великовантажного автотранспорту припинили діяти.

Міністр фінансів Австралії Джим Чалмерс повідомив, що звернувся до Австралійської комісії з питань конкуренції та захисту споживачів із вимогою посилити нагляд за цінами найближчими днями. За неправдиву або оманливу поведінку чи антиконкурентні практики АЗС і постачальникам загрожує штраф до 100 млн австралійських доларів за кожне порушення.

«Повернення акцизу до звичайного рівня не може бути прикриттям для необґрунтованого підвищення цін», — заявив Джим Чалмерс.

За словами міністра, наприкінці березня бензин у великих містах коштував понад 250 австралійських центів за літр, а дизпаливо — понад 320 центів. На початку серпня бензин коштував близько 190 центів, а дизпаливо — 230–240 центів за літр.

Чалмерс зазначив, що ціни зросли протягом останніх тижнів через погіршення ситуації на Близькому Сході, але залишалися істотно нижчими за рівні, зафіксовані під час запровадження пільги. Уряд не планував повторно вводити знижку, хоча заявив, що продовжить переглядати політику за умов глобальної невизначеності.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Treasury Ministers of Australia.

Наявна портова інфраструктура може забезпечити близько 22% запланованої місткості нового австралійського резерву пального

Головна міністерка Північної території Лія Фінок’яро разом із представниками аборигенних корпорацій Gumatj і Rirratjingu 31 липня звернулася до прем’єр-міністра Ентоні Албаніза з проханням профінансувати модернізацію резервуарів. Інфраструктуру можуть вивести з експлуатації після згортання видобутку бокситів Rio Tinto в Gove наприкінці десятиліття.

Федеральний уряд планує сформувати резерв дизпалива й авіапального обсягом 1 млрд літрів, або 6,29 млн барелів. Місткість Gove становить приблизно 22% від цього показника. До комплексу входять сім резервуарів, придатних для зберігання пального, глибоководний порт, танкерний причал і трубопровід між портовим та окремим резервуарним парком легких нафтопродуктів.

Уряд території зазначив, що рішення щодо майбутнього інфраструктури необхідно ухвалити до середини 2027 року. Водночас віддаленість Gove від основних центрів споживання може впливати на витрати розподілу та швидкість реагування під час перебоїв.

За даними Kpler, торік до Gove імпортували близько 121 тис. тонн газойлю, 11 тис. тонн бензину та 5 тис. тонн авіапального. Станом на 28 липня Австралія мала запаси газойлю, еквівалентні 39 дням споживання, авіапального — 34 дням, бензину — 43 дням.

Загальні запаси газойлю в країні або в її виключній економічній зоні становили 22,89 млн барелів. Запаси авіапального дорівнювали 5,87 млн барелів, бензину — 11,48 млн барелів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Argus Media.

Країни-імпортери пального реагують на воєнні й логістичні ризики через міждержавні гарантії постачання та тимчасові податкові заходи.

Argus повідомив, що Канберра та Сінгапур поглибили співпрацю в енергетичній торгівлі та обороні, підписавши новий протокол для посилення економічної стійкості та постачання критично важливих товарів. Уряд Австралії заявив про це 27 липня на тлі невизначеності з постачанням через конфлікт на Близькому Сході.

Новий Protocol on Economic Resilience and Essential Supplies виконує домовленість, досягнуту урядами у квітні, та має зміцнити безпеку постачання критичних товарів, включно з бензином. За даними Argus, Сінгапур забезпечує 55% імпорту бензину Австралії. Крім того, Сінгапур постачає 15% імпорту gasoil і 23% імпорту авіаційного пального Австралії.

Сінгапур і Австралія зобов’язалися утримуватися від запровадження або підтримання експортних обмежень на погоджені критичні товари. У заяві міністерства торгівлі та промисловості Сінгапуру від 27 липня серед таких товарів також згадані дизель і LNG.

Argus зазначає, що запаси бензину в Сінгапурі за тиждень до 22 липня зросли більш ніж на 92%, тоді як експорт залишався стабільним, а Австралія була одним із трьох ключових напрямів експорту сінгапурського бензину.

Австралія залишається вразливою до шоків ланцюгів постачання через залежність від імпортного пального. Менш ніж 25% попиту може бути забезпечено внутрішньою переробкою через закриття частини потужностей протягом останніх двох десятиліть. Через занепокоєння щодо постачання та високих цін Канберра гарантувала імпорт пального й тимчасово знизила податкову ставку для gasoil і бензину; цей захід має завершитися 2 серпня.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Argus Media.

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

Компанія HAMR Energy готує масштабний проєкт виробництва сталого авіаційного пального (SAF) на основі метанолу, що може стати важливим фактором для довгострокових прогнозів цін на нафту та нафтопродукти, з огляду на зростаючу конкуренцію з боку альтернативних палив.

1. Інвестиції та плани реалізації

• Обсяг виробництва: 25 млн літрів SAF на рік
• Початок будівництва: 2027 рік
• Введення в експлуатацію: очікується у 2030 році
• Бюджет проєкту: від 700 до 800 млн австралійських доларів (еквівалент $459–525 млн)
• Локації: потенційно — Південна Австралія або Вікторія

2. Сировинна база

• 300 тис. тонн на рік метанолу з відходів лісової промисловості
• Зелений водень з проєкту Portland Renewable Fuels
• Технологія: метанол-до-реактивного пального (methanol-to-jet)

3. Вплив на авіаційний сектор

• Потенціал декарбонізації до 3,5 млн перельотів економ-класу між Сіднеєм і Мельбурном щороку
• Підтримка цілей скорочення викидів: авіакомпанія Qantas планує досягти 10% SAF у паливній суміші до 2030 року
• На цей момент імпорт реактивного пального: близько 139 тис. барелів на добу

4. Фундаментальні фактори впливу на нафтопродукти

• Попит на SAF: стимулює розвиток альтернатив, знижуючи залежність від викопного пального
• Інфраструктурні проєкти: підтримка урядових і корпоративних ініціатив прискорює запуск SAF-виробництва
• Конкуренція з нафтою: SAF може витісняти частину попиту на традиційне авіапальне, що довгостроково тисне на нафтові котирування

5. Ринок

• SAF-проєкти також розвиваються в інших частинах Австралії: Jet Zero у Квінсленді, Licella — з біомаси
• Метанольний сегмент поки уповільнився: проєкти в Тасманії досі не досягли остаточного інвестиційного рішення
• Висновок: Очікуване зростання SAF-пропозиції з 2030 року може трансформувати структуру попиту на авіаційне пальне

Висновки

• Фундаментальні фактори — як-от підтримка на рівні держави, розвиток технологій SAF та декарбонізаційні зобов’язання — формують нову конкурентну реальність для традиційного нафтового сектору
• Очікувана стабілізація чи зниження попиту на традиційне реактивне пальне після 2030 року потенційно посилить тиск на нафтові котирування
• Поточний імпорт в обсязі 139 тис. барелів/день — ключовий орієнтир для вимірювання ефекту заміщення SAF

Джерело: Terminal

За матеріалами: Argus Media

Замовити звіт по ринку

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

CCUS стає ключовим інструментом кліматичної стратегії: реалізуються рекордні проєкти, а капіталовкладення зростають попри виклики

Новий імпульс для CCUS: будівництво, фінансування, масштабування

• Світові інвестиції у технології уловлювання, використання та зберігання вуглецю (CCUS) у 2024 році перевищили 4 млрд доларів США, що на 35% більше, ніж у 2023 році.
• На сьогодні у світі функціонує понад 50 млн тонн CO₂ річної потужності з уловлювання.
• Перший у світі завод на природному газі з CCS отримав фінансове рішення щодо інвестування (FID) у Великій Британії у грудні 2024 року в межах «East Coast Cluster».
• У Китаї запущено перший у світі завод великого масштабу з уловлювання CO₂ від виробництва цементу.
• Австралія ввела в експлуатацію перший великий об’єкт зі зберігання CO₂ у виснаженому газовому родовищі.

Географія поширення та розширення проєктів

• BP оголосила FID щодо переоснащення заводу з виробництва LNG в Індонезії для CCS із бюджетом $7 млрд.
• Пілотний проєкт із прямого уловлювання CO₂ з повітря (DAC) розпочав будівництво в Кенії.

Державна підтримка та фінансування

• Велика Британія зобов’язалася надати $28 млрд протягом 25 років на підтримку CCUS і виробництва водню з низькими викидами у двох промислових кластерах.
• Данія надала $1,2 млрд щорічних операційних субсидій на створення хабу BECCS та $24 млн на ще три об’єкти.
• Швеція підтримала проєкт Stockholm Exergi (0,8 млн тонн CO₂ на рік) операційними субсидіями у розмірі $1,8 млрд.

Приватні інвестиції й ринки вуглецевих угод

• Кооперація BP, Equinor та TotalEnergies у межах «Northern Endurance Partnership» залучила понад $10 млрд кредитного фінансування для CO₂-транспортування та зберігання — це перший у світі проєкт CO₂-інфраструктури, профінансований за схемою проєктного фінансування.
• У 2024 році на добровільних ринках вуглецевих контрактів було укладено угод на майже 6 млн тонн видалення CO₂ для BECCS і DAC — це вдвічі більше, ніж у 2023 році.

Очікування на 2025 рік і прогноз до 2030 року

• У 2025 році очікується ухвалення FID для найбільшого у світі заводу з уловлювання CO₂ на цементному підприємстві у Норвегії та найбільшого DAC-заводу у США.
• Якщо всі анонсовані проєкти будуть реалізовані, світова потужність з уловлювання CO₂ досягне близько 430 млн тонн/рік, а потужність зберігання — до 670 млн тонн/рік до 2030 року.
• Це вимагатиме зростання інвестицій у 10 разів у період до 2027 року від поточного рівня.

«Ми спостерігаємо безпрецедентну динаміку у реалізації першого покоління масштабних проєктів зі зберігання вуглецю – завдяки поєднанню державної підтримки, приватного фінансування та технологічних проривів», — йдеться у звіті IEA.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA — Carbon Capture, Utilisation and Storage 2024

Додаткові джерела інформації:
BP Official Site,
UK Government — Net Zero Strategy,
Stockholm Exergi

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF