Компанія BP продала свій бізнес з наземної вітроенергетики у США, що стало черговим сигналом про переорієнтацію великих нафтогазових компаній назад на традиційні активи попри раніше проголошені зелені амбіції.

Згортання «зеленого» курсу: стратегія під тиском ринку

BP оголосила про продаж портфеля вітроелектростанцій загальною потужністю 1,3 ГВт компанії LS Power, що свідчить про відхід від стратегії швидкої декарбонізації та повернення до основного бізнесу.

• Віце-президент BP з газу та низьковуглецевої енергетики Вільям Лін заявив:
  

  Ми чітко дали зрозуміти, що, попри роль низьковуглецевої енергії, ми оптимізуватимемо наш портфель задля створення вартості.

• Це рішення вписується у план компанії згенерувати $20 млрд за рахунок продажу активів у 2025 році.
• Уже в першому кварталі було реалізовано активів на $1,5 млрд, загальна мета року — $3–4 млрд.

Причини відходу: економіка, політика та рентабельність

Скорочення участі BP у вітровій і сонячній енергетиці пов’язане з низькою прибутковістю навіть попри державні субсидії. Додатковим чинником став політичний курс США після обрання Трампа, який заморозив нове будівництво вітрових турбін.

• Аналітики Enverus оцінюють, що лише 57% вітрових проєктів у США витримають припинення субсидій.
• Для сонячної енергетики ситуація ще складніша — стійкими залишаться лише 30% потужностей.
• Попри спроби BP стати «Big Power» і зменшити нафтовий видобуток, компанія відмовилася від цілі збільшити виробництво електроенергії з ВДЕ в 20 разів до 2030 року.

Нове позиціонування: повернення до Лівії

Окрім виходу з ВДЕ в США, BP повертається на ринки нафти, зокрема до Лівії. У липні компанія підписала попередню угоду з Національною нафтогазовою корпорацією Лівії щодо розробки двох родовищ у басейні Сирт.

• BP планує відкрити офіс у Лівії до кінця року.
• Це рішення відображає прагнення зміцнити позиції у традиційному секторі на тлі критики стратегії «зеленої трансформації».

Не всі відступають

Попри кроки BP, інші компанії, зокрема TotalEnergies, продовжують розширювати ВДЕ‑портфелі. Так, нещодавно було оголошено про масштабний вітровий проєкт у Казахстані. Це свідчить про неоднозначність глобального тренду: декарбонізація триває, але не за будь-яку ціну.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OilPrice

Чутки про можливе злиття BP і Shell посилилися на тлі слабких фінансових результатів BP, стратегічних коливань та невдоволення інвесторів. Попри офіційне спростування Shell намірів придбати BP найближчим часом, ринок продовжує уважно стежити за розвитком ситуації.

Ситуація на ринку та позиція Shell

Ринок уже кілька років обговорює можливий альянс BP і Shell, що став би найбільшою угодою в нафтовій галузі з часів об’єднання Exxon і Mobil у 1999 році. BP системно відстає від своїх конкурентів за ціною акцій, а дві радикальні зміни стратегії за останні п’ять років тільки підірвали довіру інвесторів.

• У 2020 році тодішній CEO Бернард Луні оголосив курс на перетворення BP з міжнародної нафтової компанії на інтегровану енергетичну, зменшуючи нафтовидобуток і збільшуючи інвестиції в низьковуглецеві рішення.
• Ця стратегія не виправдала очікувань, оскільки прибутки від відновлюваних джерел залишилися мізерними, а скорочення основного, найбільш рентабельного бізнесу викликало невдоволення ринку.

Водночас енергетична криза 2022 року змусила великі компанії повернутися до пріоритету доступної та надійної енергії. BP говорила про вирішення «енергетичної трилеми» — доступності, безпеки та сталості. Але у вересні 2023 року CEO Луні раптово пішов у відставку через приховані службові стосунки.

Нова стратегія та тиск інвесторів

У 2024 році CEO став Мюррей Окінклос. На початку 2025 року він оголосив про повернення до видобутку нафти й скорочення витрат на «зелену» енергетику. Це відбулося на тлі активності хедж-фонду Elliott, який скуповував акції BP та вимагав швидких змін і скорочення боргу.

Попри сподівання на відновлення вартості акцій, падіння цін на Brent Crude до низьких $60 за барель у квітні–травні 2025 року знищило короткочасне зростання котирувань BP.

Чутки про угоду та регуляторні бар’єри

У червні знову з’явилися повідомлення, що Shell веде ранні переговори щодо купівлі BP. Наступного дня Shell заявила:

«У відповідь на нещодавні повідомлення Shell хоче уточнити, що не розглядала можливість зробити пропозицію щодо придбання BP, не зверталася до BP і переговорів щодо цього не велося»

Згідно з правилами Великої Британії, підтвердження Shell відсутності планів означає заборону робити офіційну пропозицію протягом наступних шести місяців, окрім випадків зміни обставин або появи іншого претендента.

Виклики для потенційної угоди

Будь-яка спроба поглинання BP зустріне серйозні регуляторні перепони у багатьох юрисдикціях. Shell або інший потенційний покупець має врахувати:

• значний борг BP і співвідношення боргу до активів, що перевищує показники конкурентів
• необхідність можливого продажу активів для отримання схвалення регуляторів

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

До 2030 року Казахстан і Азербайджан можуть зіштовхнутися зі зниженням потужностей видобутку нафти, попри інвестиції у великі інфраструктурні проєкти. Потужності Тенгізу та Кашагану в Казахстані, а також проєкт ACE в Азербайджані покликані частково пом’якшити спад, проте довгострокові перспективи залишаються невизначеними.

Казахстан

У 2024 році загальний обсяг постачання нафти в Казахстані скоротився на 50 тис. барелів на добу (тб/д) у річному вимірі до 1,9 млн барелів на добу (мб/д) через технічне обслуговування на ключових родовищах Тенгіз, Кашаган і Карачаганак. Проєкт Future Growth Project (FGP) на Тенгізі під керівництвом Chevron розширив потужність родовища на 260 тб/д — до 860 тб/д у січні 2025 року, що збільшило загальну потужність видобутку сирої нафти до 2,1 мб/д.

Після запуску проєкту з керування тиском на свердловинах Тенгіза у 2023 році та старту FGP, частка Тенгізу у загальному видобутку казахської нафти перевищила 40%. Однак, за прогнозами, до 2030 року потужність Казахстану знизиться до 1,9 мб/д — доти, доки не буде ухвалено тверде рішення щодо розширення Кашагану та інших великих родовищ.

У жовтні 2024 року Сенат Казахстану поглибив стратегічне партнерство з Катаром, затвердивши довгострокову співпрацю в енергетиці та сільському господарстві. Було підписано угоди між QazaqGaz та катарською компанією UCC Holdings щодо завершення будівництва заводу з переробки сірководневого газу потужністю 100 млн стандартних куб. футів на добу (MMscf/d), що підтримує фазу 2A розвитку Кашагану.

Завод і супутні трубопроводи мають збільшити нафтовидобувні потужності приблизно на 25 тб/д — до 440 тб/д; запуск очікується наприкінці 2026 року. Підписані також угоди щодо наступних газопереробних проєктів, пов’язаних з Кашаганом, однак у прогноз вони поки не включені як остаточні.

Азербайджан

У 2024 році загальний обсяг постачання нафти в Азербайджані знизився на 20 тб/д — до 600 тб/д. Очікується, що обсяг залишатиметься приблизно на цьому рівні, оскільки BP продовжує поступово вводити в експлуатацію нову офшорну платформу Azeri Central East (ACE) потужністю 100 тб/д.

Цей проєкт, а також компресорна станція на Шах-Денізі, мають зміцнити нафтовидобувний потенціал Азербайджану в короткостроковій перспективі та пом’якшити спад до очікуваного зниження до 520 тб/д у 2030 році.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+ зростуть на 2 млн барелів на добу до 2030 року, причому понад 60% цього приросту припадає на конденсати та NGLs, зокрема з нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак лідирують у збільшенні потужностей, тоді як Мексика зазнає найбільших втрат. Також розглянуто перспективи розширення видобутку природного газу, зменшення споживання нафти в енергетиці та стратегічні інвестиції Aramco та ADNOC.

Основні рушії видобутку нафти

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+, включаючи конденсати та NGLs, прогнозовано зростуть на чисті 2 млн барелів на добу у 2024–2030 роках. Основними рушіями стануть Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак. Понад 60% чистого приросту забезпечать конденсати та NGLs, які не підпадають під квоти, зокрема завдяки початковим фазам розробки нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Це відповідає стратегії країни зі зниження використання сирої нафти для генерації електроенергії, розвитку нафтохімії та експорту NGLs.

Чиста потужність видобутку сирої нафти OPEC+ зросте більш ніж на 810 тис. барелів/добу. Казахстан очолює приріст завдяки запуску проєкту Тенгіз у січні 2025 року (+260 тис. б/д). Об’єднані ОАЕ та Ірак збільшать свої потужності на 1,3 млн б/д. Водночас Мексика зазнає найбільших глобальних втрат – до 630 тис. б/д, залишившись з 1,3 млн б/д до 2030 року.

У 2024 році загальний видобуток нафти країнами OPEC+ зменшився на 800 тис. б/д до 49,9 млн б/д. Саудівська Аравія скоротила видобуток на 480 тис. б/д, Кувейт – на 110 тис. б/д. Перебої у видобутку зафіксовані в росії (-260 тис. б/д), Мексиці (-130 тис. б/д) та Лівії (-90 тис. б/д). Водночас Іран та Венесуела (які не підпадають під квоти) збільшили видобуток на 530 тис. б/д – до найвищих показників з 2019 року. Виробництво NGLs зросло до 8,2 млн б/д, з яких Близький Схід забезпечив 6,8 млн б/д. Саудівська Аравія додасть 970 тис. б/д до 2030 року.

Група з восьми країн OPEC+, які погодили скорочення на 2,2 млн б/д у листопаді 2023 року, знизила свою частку на світовому ринку з 39% у 2022 до 36% у 2024. Саудівська Аравія несла основне навантаження, накопичивши резервні потужності до 3 млн б/д. Росія, ОАЕ, Ірак та Казахстан перевищували ліміти у 2024 році загалом на 1,2 млн б/д.

Зростання обсягів виробництва OPEC+

З травня по липень 2025 року оголошено поступове зростання цільових обсягів виробництва на 1,4 млн б/д. Проте лише Саудівська Аравія має змогу додати 180 тис. б/д щомісяця. Всі інші країни будуть обмежені у зростанні через брак резервів або перевиробництво. Саудівська Аравія планує приріст майже 1,2 млн б/д потужностей до 2030 року.

У 2024 році Саудівська Аравія скоротила видобуток на 500 тис. б/д до 10,9 млн б/д. Aramco знизила свою ціль з 13 до 12 млн б/д та переорієнтувалась на розвиток газу та відновлюваних джерел. Очікується зростання газових потужностей на 4 млрд куб. футів/день, що дозволить зменшити спалювання 1 млн б/д нафти у генерації, зокрема 500 тис. б/д сирої нафти. Перші дві фази Джафура дадуть половину приросту газу, а також 270 тис. б/д етану і 630 тис. б/д NGLs.

Попри стабільність потужностей сирої нафти, Aramco інвестує в підтримку продуктивності. Між 2025 і 2026 роками мають запрацювати проєкти на 1,2 млн б/д. Водозапуск Dammam (фаза 1 – 25 тис. б/д у 2025, фаза 2 – ще 50 тис. б/д у 2027), морські родовища Berri і Marjan (разом 550 тис. б/д), а також переробка NGLs на газовому заводі Танаджиб. Крім того, 600 тис. б/д важкої нафти очікується з централізованого вузла Zuluf з 2026 року.

ОАЕ планують лідерство у прирості потужностей видобутку сирої нафти – понад 720 тис. б/д до 2030 року. Також на 260 тис. б/д зросте виробництво NGLs. У 2024 році видобуток нафти, включаючи конденсати, залишався на рівні 4,2 млн б/д. План на 5 млн б/д отримав новий імпульс після угод з ExxonMobil та INPEX/JODCO щодо розширення Upper Zakum до 1,2 млн б/д.

ADNOC інвестує в офшорні потужності: Upper Zakum зріс з 500 тис. до 1 млн б/д. У 2023 запущено Belbazem (45 тис. б/д). Нові контракти включають 20 тис. б/д для стабілізації Lower Zakum (450 тис. б/д) та розширення на 50 тис. б/д до 2027 року. Umm Shaif зросте до 390 тис. б/д завдяки трьом фазам по 115 тис. б/д.

Внутрішні проєкти включають Bu Hasa (+100 тис. б/д) та Bab (+90 тис. б/д). ADNOC активно вивчає нетрадиційні ресурси. До кінця 2025 року буде пробурено 140 свердловин у межах СП Turnwell із SLB та Patterson-UTI. У травні 2025 року EOG Resources отримала ліцензії на блок 3 (Al Dhafra). Успіх може зміцнити амбіції країни у газовому секторі.

ОАЕ прагнуть газової самодостатності до 2030 року. ADNOC Gas розширює переробку газу, зокрема в рамках проєкту MERAM, який у 2025 дозволить видобувати 120 тис. б/д етану для Borouge. Також не включено в оцінки майбутні проєкти – Rich Gas Development (1,5 млрд куб. футів/день) та Bab Gas Cap (1,8 млрд куб. футів/день).

Ірак, Кувейт та Оман нарощують нафтогазову інфраструктуру попри виклики

Ірак планує збільшити видобувні потужності до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, Кувейт — до 3,1 млн, а Оман інвестує в офшорні родовища та LNG. Зусилля супроводжуються технічними й логістичними проблемами, але країни регіону готують стратегічне підґрунтя для майбутнього зростання.

Ірак, як очікується, збільшить свої потужності на 560 тис. барелів на добу до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, не досягнувши цілі у 6 млн барелів. Розширення стримується через нестачу інфраструктури для закачування води, складнощі транспортування та обмежені можливості експорту з південних родовищ. Основне зростання забезпечують іноземні компанії, які працюють на півдні, тоді як Ірак оптимізує порт Басра та створює альтернативні маршрути експорту. Повернення BP до родовища Кіркук після виходу у 2019 році та можливе відновлення роботи Іраксько-Турецького трубопроводу (ITP) відкривають довгострокові перспективи. Загальний видобуток Іраку у 2024 році зріс на 40 тис. барелів у річному вимірі до 4,5 млн барелів на добу.

Брак потужностей із закачування води у багатьох іракських родовищах обмежує можливість зростання видобутку. TotalEnergies розбудовує інфраструктуру для морського проєкту обробленої води на 5 млн барелів на добу для родовищ Зубайр і Західна Курна. Також компанія планує збільшити видобуток на родовищі Ратауі з 85 тис. до 210 тис. барелів на добу.

Ірак досяг прогресу в усуненні вузьких місць у порту Басра. У квітні компанія Basra Oil підписала контракт з італійською Micoperi та турецькою ESTA на будівництво третього підводного експортного трубопроводу потужністю 2,4 млн барелів/день та плавучої точки завантаження. Наприкінці 2024 року уряд Іраку схвалив будівництво трубопроводу Басра-Хадіта довжиною 685 км і потужністю 2,25 млн барелів/день, який проходитиме паралельно з нині застарілим Стратегічним трубопроводом.

У регіоні понад 1,2 млн барелів/день додаткових потужностей перебувають у різних фазах реалізації. Зокрема, PetroChina працює над розширенням Західної Курни-1 (з 550 до 800 тис. барелів/день), а Lukoil та уряд Іраку продовжили контракт на Західну Курну-2 до 2045 року, плануючи нарощення до 800 тис. барелів. Eni продовжує розширення Зубайру на 250 тис. барелів, а Basra Oil працює над збільшенням потужності Маджнуна з 130 до 450 тис. барелів/день.

На півночі, у разі відновлення транспортування 450 тис. барелів/день через ITP до Джейхана, можуть пожвавитися родовища Кіркуку та території під контролем Курдської регіональної адміністрації. Потік зупинено з березня 2023 року, однак 300 тис. барелів, за даними, продаються локально чи вивозяться автотранспортом. Повернення BP до Кіркуку може забезпечити зростання видобутку у наступному десятилітті.

Кувейт планує збільшити потужності на 150 тис. барелів до 3,1 млн барелів/день до 2030 року, з амбіцією досягти 3,5 млн до 2035-го. У 2024 році середній видобуток становив 2,55 млн барелів, зменшившись на 110 тис. Кувейт втратив 220 тис. барелів потужностей з 2018 року.

Компанія Kuwait Oil Company зосередила увагу на родовищі Бурган. У 2023 році введено північний газовий проєкт Jurassic, що додав 50 тис. барелів легкої нафти. Розробка важкої нафти на Раткі з технічною підтримкою Shell додала ще 20 тис. барелів/день. Нові відкриття на шельфі можуть сприяти досягненню цілей до 2035 року.

У Нейтральній зоні, яку Кувейт ділить із Саудівською Аравією, очікується стабільний рівень потужностей у 260 тис. барелів/день на кожну сторону до 2030 року, хоча потенційне зростання можливе.

У Омані видобуток нафти та конденсатів у 2024 році склав приблизно 1,1 млн барелів/день. Прогнозується зростання потужностей на 40 тис. барелів за рахунок інвестицій у важку нафту та офшорні проєкти, включаючи Yumna. Угода з Occidental Petroleum на $30 млрд продовжує розробку родовища Мухайзна. Орієнтація Омана на газову інфраструктуру, зокрема запуск LNG-заводу Marsa у 2028 році, підтримає обсяги конденсату та NGL.

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

Інвестиції провідних нафтогазових компаній у технології з низькими викидами вуглецю у 2024 році скоротилися на чверть. У 2025 році очікується подальше зниження — попри зусилля нових гравців компенсувати цей спад.

Світовий тренд зрушився: чому знижується активність у декарбонізації

• У 2024 році нафтогазовий сектор інвестував близько 22 млрд доларів США у низьковуглецеві технології — це на 25% менше, ніж у 2023 році.
• Загалом такі інвестиції склали лише 2,5% від усього капітального бюджету галузі у 2024 році.
• У 2025 році очікується подальше скорочення — ще на 10%.

Перегляд стратегій від «великої четвірки»

Більшість інвестицій у попередні роки забезпечували чотири компанії: BP, Shell, Equinor та TotalEnergies. Проте наразі спостерігається суттєве зниження амбіцій:

• BP переглянула свою ціль на 2030 рік: частка низьковуглецевих інвестицій у капбюджеті знижена з 50% до 10–15%.
• Shell зменшила свою мету з 15–20% до 10%.
• Equinor скоротила плани на 2025 рік із 30% до 13%, скасувавши попередню мету в 50% до 2030 року.

Винятком залишається TotalEnergies, яка не анонсувала скорочення цілей, а натомість продовжує розширення в Африці, зокрема у гідроенергетиці.

Нові гравці зростають, але ще не домінують

Частину спаду компенсують менші компанії та національні нафтогазові компанії (**ADNOC, Petronas, Saudi Aramco, Sinopec**), які **подвоїли свої інвестиції** з 2022 по 2024 рік до 8,5 млрд доларів США. Проте їхній внесок досі не перевищує 3% від капітальних витрат.

Де інвестують: від водню до біопалива

• Інвестиції в сонячну та вітрову енергетику збереглися на рівні 2023 року — зокрема завдяки купівлі Equinor частки у Ørsted.
• Водень — найбільш зростаючий напрям: витрати зросли до 4 млрд доларів, зокрема через придбання Woodside Energy заводу з виробництва аміаку в Техасі.
• Біопаливо: Eni спільно з LG Chem розпочала проєкт у Південній Кореї, а також із Petronas та Euglena у Малайзії.
• Літій: Equinor придбала 45% у двох літієвих компаніях у США — це крок до позиціонування у сфері акумуляторів.

Нестача прозорості та регуляторний тиск

Водночас звітність компаній про інвестиції у низьковуглецеві технології залишається обмеженою. Багато хто розширено трактує, що вважається «низьковуглецевим». Це ускладнює порівняння реальних результатів. Регуляторні рамки, такі як таксономія ЄС, можуть у майбутньому підвищити прозорість та точність оцінок інвестицій.

Компанії переглядають свої стратегії на тлі нестабільності ринків та очікувань акціонерів. Інвестиції у чисту енергію тепер залежать не тільки від кліматичних цілей, але й від економічної вигоди.

Джерело: Terminal
За матеріалами: IEA – The Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions
Додаткові джерела інформації:

bp.com
shell.com
totalenergies.com
equinor.com

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF

У Німеччині завершено будівництво понад 50-кілометрового водневого трубопроводу в рамках проєкту GET H2, що з’єднує хімічний парк Marl та нафтопереробний завод Ruhr Oel у Гельзенкірхені. Цей крок є важливим етапом у розвитку національної водневої інфраструктури та сприяє декарбонізації промисловості.

Новий водневий трубопровід: деталі проєкту GET H2

Проєкт GET H2 передбачає створення першої в Німеччині відкритої водневої інфраструктури, що забезпечує транспортування зеленого водню від виробників до промислових споживачів. Зокрема, Evonik переобладнала 41 км існуючого газопроводу для транспортування водню та побудувала нові 13 км трубопроводу. Цей трубопровід з’єднує хімічний парк Marl, третій за величиною хімічний комплекс у Німеччині, з нафтопереробним заводом Ruhr Oel у Гельзенкірхені, який наразі належить BP.

• Довжина трубопроводу: понад 50 км, включаючи 41 км переобладнаного газопроводу та 13 км нового будівництва.
• Партнери проєкту: Evonik, BP, RWE, Nowega, OGE.
• Мета проєкту: забезпечення промислових споживачів зеленим воднем для зниження викидів CO₂.
• Фінансування: проєкт отримав підтримку в рамках ініціативи IPCEI Hy2Infra від федерального уряду Німеччини та Європейського Союзу.

Цей трубопровід є частиною ширшої ініціативи GET H2, яка передбачає створення національної водневої мережі, що з’єднає виробництво, транспортування та споживання зеленого водню в Німеччині та за її межами. Зокрема, планується будівництво електролізера потужністю 300 МВт у Лінгені, який забезпечуватиме виробництво зеленого водню з використанням відновлюваних джерел енергії.

У хімічному парку Marl Evonik також реалізує проєкти з виробництва зеленого метанолу та спеціалізованих хімікатів, використовуючи водень та CO₂. Ці ініціативи сприяють розвитку сталого виробництва та зменшенню вуглецевого сліду промисловості.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Hydrogen Insight, Quantum Commodity Intelligence, Fuel Cells Works, Renewables Now, Hydrogen Europe, Tank Storage Magazine, H2 View

Додаткові джерела інформації по темі:

OGE: GET H2 Nukleus
RWE: Hydrogen project GET H2
Marl Chemical Park

Китайська компанія Zhejiang Jiaao Enprotech здійснила перші постачання стійкого авіаційного палива (SAF) як на внутрішній, так і на зовнішній ринки, що знаменує новий етап у розвитку екологічно чистої авіації в Китаї.([Reuters][1])

Перші постачання SAF: внутрішній та зовнішній ринки

У травні 2025 року Zhejiang Jiaao Enprotech повідомила про перше внутрішнє постачання SAF до аеропорту Нінбо Ліше для компанії China Aviation Oil. Це сталося лише через кілька днів після першого експортного відвантаження 13 400 тонн SAF до Європи, яке було здійснено 6 травня. ([energyintel.com][2])

• Потужність заводу: 500 000 тонн SAF на рік
• Місце розташування: провінція Цзянсу, Китай
• Партнерство: BP придбала 15% акцій заводу за $50 мільйонів у серпні 2024 року

Ці події свідчать про зростаючу роль Китаю у глобальному ринку стійкого авіаційного палива та його прагнення до зниження викидів парникових газів у авіаційному секторі.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Reuters, Energy Intelligence, SAF Investor, Quantum Commodity Intelligence

Додаткові джерела інформації по темі:

* Reuters: BP інвестує в китайський завод SAF
* Quantum Commodity Intelligence: Китайські виробники SAF отримують дозволи на експорт
* Hydrocarbon Processing: Zhejiang Jiaao отримує ліцензію на експорт SAF

Вісім найбільших міжнародних нафтогазових компаній виставили на продаж десятки активів — нафтові і газові родовища, а також НПЗ по всьому світу. Загальна вартість цих активів перевищує $110 млрд.

Передає Нефть Капитал.

У розпродажі два завдання: скорочення корпоративних боргів і зниження емісії вуглекислого газу. Однак через невизначеність щодо подальших змін попиту на нафту, газ і нафтопродукти (через пандемію коронавірусу і новацій в кліматичному регулюванні) ринкові перспективи реалізації цих активів в даний час сумнівні.

ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Royal Dutch Shell, BP, Total, Eni і Equinor розпродають активи з ресурсним потенціалом близько 68 млрд барелів нафтового еквівалента, що можна порівняти, згідно з оцінкою норвезької консалтингової компанії Rystad Energy, зі світовим попитом на нафту протягом двох років. Раніше подібний розпродаж надавав би відмінні можливості для скупки активів, що подешевшали, для невеликих компаній. Однак на тлі звуження кола претендентів через зростаюче небажання інвестиційного співтовариства кредитувати нафтогазові проекти перспективи такої масштабної реалізації активів, що стали зайвими для міжнародних нафтогазових компаній, поставлені під питання.

З одного боку, масштабний розпродаж нафтогазових активів матиме негативний вплив на нафтові котирування, якщо на ці активи не знайдеться покупців. Але, з іншого боку, падіння інвестицій в базовий бізнес найбільших нафтових компаній в перспективі призведе до скорочення пропозиції на ринку і підвищення цін на нафту, що в підсумку підвищить і вартість їх ресурсів. За інформацією Reuters, нафтогазові корпорації ExxonMobil і BP збираються розпродати в найближчі роки активи на $25 млрд, тоді як Shell має намір щорічно продавати їх на загальну суму по $5 млрд.

Раніше Термінал писав, що газотранспортна інфраструктура України буде задіяна для експорту екологічно чистого палива до ЄС.

Нефтегазовая корпорация BP намерена к 2050 году сократить выбросы парниковых газов до нулевого нетто-показателя.

Об этом говорится в докладе BP, который представил в среду новый глава корпорации Бернард Луни, пишет АНГИ.

Цель, которую поставила перед собой BP, не означает, что корпорация откажется от добычи углеводородов, а в результате ее деятельности в атмосферу больше не будут поступать углекислота и другие парниковые газы. Достижение нулевого нетто-показателя означает, что все выбросы BP будут так или иначе компенсированы за счет мер, направленных на сокращение доли CO2 в атмосфере, пишет ТАСС. Это может быть посадка лесов, осуществление проектов по улавливанию и хранению углерода, а также иные способы нивелировать вклад корпорации в изменение климата Земли.

«Углеродный «бюджет» планеты конечен и быстро уменьшается. Мы нуждаемся в скорейшем переходе к нулевым нетто-показателям, — заявил Луни. — Всем нам нужны надежные и доступные источники энергии, однако сегодня этого уже недостаточно. Эта энергия должна быть также чистой».

По словам нового главы BP, чтобы обеспечить мир экологически чистой энергией, мировая энергетическая отрасль должна будет претерпеть масштабные преобразования, которые обойдутся в триллионы долларов. «Это, безусловно, сложный вызов, но одновременно и потрясающая возможность. И мне, и нашим акционерам ясно, что BP необходимо измениться, чтобы сыграть в этом процессе свою роль и продолжать служить своей цели. Мы хотим измениться, и это будет правильный шаг как для BP, так и для всего мира», — добавил Луни, пообещав осуществить «фундаментальные преобразования» в деятельности корпорации.

«Терминал» писал, парламент Дании принял юридически обязательный национальный Закон о климате с целью сокращения выбросов парниковых газов (ПГ) на 70% к 2030 году (по сравнению с уровнем 1990 года) и сокращения их до нуля к 2050 году.