7 липня Reuters повідомило, що ціни на нафту зросли більш ніж на 2% після повідомлень про атаки на судна біля Ормузької протоки. Для ринку електроенергії ключовим є не лише рух нафти, а й ризик для LNG-логістики: за даними джерел Reuters, були пошкоджені катарський LNG-танкер і саудівський нафтовий танкер.

Станом на 11:34 за східним часом США Brent зріс на $1,86, або 2,58%, до $73,85/бар., а WTI — на $1,73, або 2,52%, до $70,28/бар. Аналітик Saxo Bank Оле Гансен заявив Reuters, що головною темою ранку стало повідомлення про судно, по якому стріляли в Ормузькій протоці, і саме це повернуло геополітичну ризикову премію в ціни.

У матеріалі зазначено, що Qatar поклав на Тегеран повну юридичну відповідальність за атаку та її наслідки. Ормузький фактор важливий для газового ринку, оскільки будь-яка загроза LNG-постачанню може впливати на очікування щодо TTF і вартості газової генерації в Європі.

Що це означає для ринку

Для електроенергетики ризик Ормузу проявляється через паливний канал: LNG — TTF — газова генерація — вечірні ціни на електроенергію. Якщо газова генерація є маржинальною, зростання паливної премії може швидко перейти у короткострокові та форвардні ціни на електроенергію.

Ризики

Ключовий ризик — швидка переоцінка газової та електроенергетичної премії без зміни фізичного попиту. Для українських учасників ринку це фактор, який може впливати на спреди з Угорщиною, Румунією, Словаччиною та Польщею через загальноєвропейську вартість маржинальної генерації.

«Головна тема цього ранку — судно, по якому стріляли в Ормузькій протоці. Це повертає геополітичну ризикову премію в ціну», — заявив аналітик Saxo Bank Оле Гансен.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

7 липня Reuters повідомило, що Shell підвищила прогноз видобутку у сегменті integrated gas за другий квартал і очікує суттєво сильніший результат газового трейдингу порівняно з попереднім кварталом. Для ринку електроенергії цей сигнал важливий через вартість газу як палива для маржинальної генерації в Європі.

Shell очікує видобуток integrated gas на рівні 610–650 тис. барелів нафтового еквівалента на добу проти попереднього прогнозу 580–640 тис. барелів. Прогноз обсягів зрідження LNG підвищено до 7,4–7,8 млн т проти попередніх 6,8–7,4 млн т. У першому кварталі Shell виробила 7,9 млн т LNG.

Reuters також навів ціновий фон: у другому кварталі Brent у середньому коштував близько $97/бар., тоді як нідерландський газовий контракт TTF front-month у середньому становив близько €46/МВт·год. Це вище за приблизно €40/МВт·год у попередньому кварталі та €36/МВт·год роком раніше.

Що це означає для ринку

Для електроенергетичного арбітражу важлива не корпоративна звітність Shell сама по собі, а підтверджений ціновий фон на газовому ринку. Вищий TTF збільшує чутливість європейських цін на електроенергію до газової генерації, особливо у вечірні години, коли сонячна генерація знижується, а система потребує гнучких потужностей.

Ризики

Основний ризик — волатильність газу через геополітичні події та перебої з LNG. Для українського імпортно-експортного арбітражу це означає, що спреди з країнами Центральної Європи можуть швидко змінюватися навіть без локальної зміни попиту в Україні.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

7 липня Reuters повідомило, що Міністерство економіки Німеччини готує створення державного стратегічного резерву газу. Його обсяг має становити близько 24 ТВт·год, тобто трохи менше 10% загальної потужності газових сховищ країни. Газ залишається ключовим паливом для гнучкої генерації в години високого попиту.

Резерв має захищати від екстремальних ситуацій, зокрема саботажу критичної енергетичної інфраструктури або серйозного глобального дефіциту газу. Закупівлі газу планують розтягнути на два-три роки, щоб мінімізувати вплив на ціни. Перші бронювання сховищ заплановані на зиму 2026/27 року, а початкове закачування — на літо 2027 року.

За даними джерела Reuters, створення резерву, закупівля газу та його закачування можуть коштувати €1,2–1,5 млрд у 2027–2028 роках. Щорічні операційні витрати оцінюються у €150–180 млн. Плани мають бути схвалені урядом у середині серпня.

Що це означає для ринку

Газовий резерв не є короткостроковим сигналом РДН, але він впливає на очікування щодо зимової стійкості газового ринку. Для електроенергетики це важливо через залежність вечірніх піків у Німеччині та частині Центральної Європи від газових електростанцій. Додатковий резерв може зменшити ризик дефіцитного сценарію, але фінансування через збір із газових споживачів створює окремий ціновий фактор.

Ризики

Головний ризик — перенесення витрат на споживачів газу та можливий вплив закупівель на ринкову ліквідність у періоди закачування. Для українського ринку це фактор, який варто враховувати під час оцінки зимових спредів Україна — ЄС і вартості імпортної електроенергії у дефіцитні години.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

В енергосистемі України працюють 7 із 9 енергоблоків АЕС, розташованих на неокупованих територіях. Два енергоблоки перебувають у плановому ремонті.

Виробництво електроенергії ГЕС залишається низьким через зниження рівня води у водосховищах Дніпра та Дністра. ТЕС і ТЕЦ також працюють на низькому сезонному рівні через ремонтну кампанію та відновлювальні роботи після пошкоджень.

Виробництво електроенергії з ВДЕ перебуває на високому сезонному рівні, зокрема завдяки сонячним електростанціям. Водночас в окремі години відбувається обмеження СЕС, оскільки енергосистема не може спожити весь обсяг такої електроенергії. Відповідно до закону, виробники, яких обмежили диспетчери «Укренерго», отримують фінансову компенсацію за недовироблену електроенергію.

Джерело: Facebook

Європейська хвиля спеки різко посилила навантаження на короткострокові ринки електроенергії. За даними The Guardian, 23 червня Велика Британія закуповувала імпортну електроенергію з Європи приблизно по £470/МВт·год у вечірні години, ціни в Німеччині перевищували €545/МВт·год, а у Франції — €268/МВт·год. Для ринку це сигнал не лише попиту на охолодження, а й дефіциту гнучкої генерації у вечірньому піку.

Основний ціновий імпульс сформувався через одночасну дію кількох факторів: вищий попит на кондиціонування, низьку вітрову генерацію, обмеження частини газових електростанцій у Великій Британії та зниження атомної генерації у Франції через високу температуру річкової води. У Великій Британії п’ять газових електростанцій повідомили про скорочення виробництва через «ambient» conditions, що зменшило доступність газової генерації приблизно на 2,5 ГВт.

Що це означає для ринку

Для учасників українського ринку електроенергії така ситуація важлива як короткостроковий індикатор волатильності в сусідніх і пов’язаних європейських зонах. Коли ціни в ЄС різко зростають у вечірні години, змінюється економіка імпортно-експортного арбітражу, а погодинний профіль ціни стає важливішим за середньодобовий показник. Особливу увагу мають привертати години після зниження сонячної генерації, коли на ціну сильніше впливають газові та інші гнучкі потужності.

Ризики

Головний ризик — швидка зміна спредів між ринковими зонами через погоду, аварійні обмеження генерації та зміну імпортних потоків. Для арбітражу це означає, що розрахунок маржі лише за середньою добовою ціною може бути помилковим: вирішальними стають вечірні години, вартість доступу до перетину й ризик небалансу.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Guardian.

У 2026 році споживання електроенергії у США може сягнути майже 4 250 млрд кВт·год, а у 2027 році зрости ще на 3,1%. Головний драйвер — комерційний сектор, до якого входять дата-центри. Це важливий сигнал для всього енергетичного ринку: зростання попиту на електроенергію посилює навантаження на генерацію, мережі, паливний баланс і вартість енергоресурсів.

Електроенергія стає ключовим індикатором попиту на енергію у США

Прогноз Управління енергетичної інформації США показує, що американський енергетичний ринок переходить до нового етапу. Якщо раніше найбільшим споживачем електроенергії традиційно був житловий сектор, то тепер центр зростання зміщується до комерційного сегмента.

У 2026 році загальне споживання електроенергії у США очікується на рівні майже 4 250 млрд кВт·год. Це на 1,3% більше, ніж у 2025 році. У 2027 році прогнозується подальше зростання ще на 3,1%.

• BkWh — це мільярд кіловат-годин, одиниця виміру великих обсягів електроспоживання.
• Комерційний сектор включає бізнес, офісну інфраструктуру, торговельні об’єкти та дата-центри.
• Дата-центри стають одним із головних джерел нового попиту, оскільки потребують великих обсягів електроенергії для обробки й зберігання даних.

Комерційний сектор наближається до історичного перелому

Найважливіша зміна полягає у тому, що комерційне споживання електроенергії у США вже у 2026 році майже зрівняється з житловим сектором. Обидва сегменти, за прогнозом, споживатимуть приблизно по 1 530 млрд кВт·год.

У 2027 році комерційний сектор, імовірно, вперше за всю історію спостережень перевищить житлове споживання. Це означає не просто статистичну зміну, а глибшу перебудову структури енергетичного попиту.

• продаж електроенергії комерційному сектору зросте на 2,2% у 2026 році;
• у 2027 році очікується прискорення зростання до 5,3%;
• житловий сектор у 2026 і 2027 роках зростатиме лише приблизно на 0,5% щороку.

Для енергетичного ринку це означає, що новий попит формується не стільки домогосподарствами, скільки цифровою інфраструктурою, сервісною економікою та бізнесом.

Промисловість також збільшує попит

Промисловий сектор США також демонструє зростання електроспоживання. У 2026 році воно має збільшитися на 1,0%, а у 2027 році — на 4,0%, досягнувши 1 095 млрд кВт·год.

Найсильніше зростання попиту в комерційному та промисловому секторах очікується у регіоні West South Central. Ключовий чинник — розвиток дата-центрів і виробництва у Техасі.

Це важливо й для ринків палива, оскільки розширення промислової активності та електричного навантаження впливає на структуру попиту на енергоресурси, включно з паливом для генерації та логістикою енергопостачання.

Ціни для населення продовжують зростати

Середня ціна електроенергії для побутових споживачів у США у 2026 році прогнозується на рівні 18,2 цента за кВт·год. Це майже на 5% більше, ніж у 2025 році. Подібне зростання вже відбулося між 2024 і 2025 роками.

У 2027 році темп подорожчання має сповільнитися до приблизно 2%. Водночас зростання цін очікується в усіх регіонах США.

• найбільше подорожчання прогнозується у регіонах уздовж Східного узбережжя;
• у Mid-Atlantic, East North Central і South Atlantic середньорічне зростання цін у 2024–2027 роках оцінюється у 5–7%;
• серед причин названо вищі ціни палива для генерації та витрати на посилення електромереж.

Окреме значення має модернізація мереж. Енергокомпанії закладають у тарифи витрати на захист інфраструктури від екстремальної погоди та адаптацію до вищого попиту на електроенергію. Це пояснює, чому навіть за наявності різних джерел генерації кінцева ціна для споживача продовжує зростати.

Вугільний ринок: запаси тиснуть на ціни

На вугільному ринку США ситуація відрізняється від ринку електроенергії. Попри зростання регіональних спотових цін за останній рік, середня вартість вугілля, доставленого до електроенергетичного сектору, у 2026 році має знизитися до 2,36 долара за млн британських теплових одиниць. Наприкінці 2025 року цей показник становив 2,42 долара за млн британських теплових одиниць.

• MMBtu — мільйон британських теплових одиниць, стандартна одиниця виміру енергетичної цінності палива.
• Спотовий ринок — ринок короткострокових угод, де ціна формується швидше, ніж у довгострокових контрактах.
• MMst — мільйон коротких тонн; одна коротка тонна дорівнює приблизно 907 кг.

Вартість вугілля для електрогенерації значною мірою визначається витратами на видобуток і транспортування. Водночас на неї впливають регіональний баланс попиту та пропозиції, а також конкуренція з природним газом.

Вугільний ринок менш ліквідний і менш активний, ніж ринок природного газу. Це пов’язано з різними марками вугілля та специфічними вимогами електростанцій до палива. Тому зміни попиту й пропозиції частіше проявляються із затримкою через строкові контракти, а не миттєво через спотові ціни.

Накопичення запасів створює понижувальний тиск

Запаси вугілля в електроенергетичному секторі США до кінця 2026 року, за прогнозом, зростуть на 12% і досягнуть 123 млн коротких тонн. Це створює тиск на ціни.

Причина — розширення дисбалансу між пропозицією та внутрішнім попитом:

• споживання вугілля у 2026 році скоротиться на 36 млн коротких тонн, або на 8%;
• видобуток зменшиться лише на 10 млн коротких тонн, або на 2%;
• експорт, навпаки, має зрости на 4 млн коротких тонн, або на 5%.

Це означає, що внутрішній ринок вугілля у США входить у фазу надлишкової пропозиції. Для електроенергетики це може стримувати паливну складову витрат, але для виробників вугілля така динаміка створює ризик слабшого цінового середовища.

Що це означає для ширшого енергетичного ринку

Наведені дані показують дві протилежні тенденції. З одного боку, електроспоживання у США зростає через дата-центри, промисловість і виробництво. З іншого боку, вугільний сегмент стикається зі зниженням внутрішнього попиту та накопиченням запасів.

Для ринку нафти й нафтопродуктів це важливо як індикатор ширшої зміни енергетичної структури. Електроенергія дедалі більше стає базовим ресурсом для економічного зростання, а паливна складова тарифів і витрати на мережі дедалі сильніше впливають на кінцеву ціну для споживача.

У практичному вимірі це означає, що аналіз цін на енергоресурси вже не може обмежуватися лише нафтою, газом чи нафтопродуктами. Попит на електроенергію, стан генерації, запаси палива для електростанцій і витрати на мережі стають частиною єдиної цінової картини.

Джерело: Terminal.

За матеріалами: U.S. Energy Information Administration, Short-Term Energy Outlook, May 2026.

За оцінкою Wood Mackenzie, конфлікт на Близькому Сході порушив експорт 80 млн т СПГ на рік, але енергоринки Європи не повторили ціновий шок 2022 року. Оптові ціни на електроенергію у п’яти найбільших європейських ринках у березні 2026 року становили трохи понад €90/МВт·год, тоді як на початку кризи в Україні сягали €280/МВт·год.

Диверсифікація палива стала головним запобіжником для Європи

Що сталося

Конфлікт на Близькому Сході порушив постачання СПГ — скрапленого природного газу з Перської затоки. Масштаб шоку Wood Mackenzie порівнює зі скороченням постачання російського газу до Європи у 2022 році.

• 80 млн т на рік — обсяг порушеного експорту СПГ із Перської затоки.
• $19/млн БТО — піковий рівень місячних форвардних цін на газ у квітні 2026 року.
• Майже $70/млн БТО — рівень цін у вересні 2022 року.
• €90/МВт·год — середня оптова ціна електроенергії у п’яти найбільших ринках Європи у березні 2026 року.
• €280/МВт·год — ціна у перші місяці кризи після початку великої війни в Україні.

Чому ціни не зірвалися

Wood Mackenzie називає три ключові чинники, які стримали ціновий удар:

• Тепліша погода залишила європейські газові сховища заповненими на 28% наприкінці березня.
• Нові проєкти СПГ додали 40 млн т на рік нової пропозиції з початку 2026 року.
• Попит Китаю на СПГ різко впав, оскільки країна перейшла на альтернативні джерела.

«Війна в Україні показала Європі переваги диверсифікації від волатильного викопного палива. Акумуляторні системи зберігання енергії та відновлювані джерела дедалі частіше формують ціни, зменшуючи вплив газу. Саме цей структурний зсув захистив ринки електроенергії, коли сталася ця криза», — сказав Пітер Осбальдстоун, директор із досліджень європейської електроенергетики Wood Mackenzie.

Як змінився баланс генерації

Найнижчу оптову ціну електроенергії у березні 2026 року зафіксувала Іспанія — €42/МВт·год. Це пояснюється тим, що частка відновлюваної енергетики там перевищила 60%.

• У Німеччині зростання сонячної генерації дало змогу скоротити частку вугільної та газової генерації з 46% у лютому до 39% у березні.
• У Нідерландах частка вугільної та газової генерації зменшилася з 49% до 36% між лютим і березнем.
• У Європі річна генерація електроенергії з газу впала майже на 13% від початку 2022 року.
• В Австралії акумуляторні системи зберігання збільшили частку у формуванні ціни приблизно з 2% на початку 2022 року до 20% наприкінці 2025 року.
• Газова генерація в Австралії скоротилася з 10% до менш ніж 5%.
• В Японії атомні електростанції вже забезпечують 10% постачання, що вдвічі більше за рівень 2022 року.

Що це означає для ринку нафти, газу й електроенергії

Надані дані свідчать не про зникнення ризиків, а про те, що ринок став стійкішим до шоків постачання. Головна зміна — менша залежність ціни електроенергії від газу.

• Диверсифікація джерел стала практичним захистом: відновлювані джерела, атомна генерація, акумулятори та альтернативи СПГ знизили тиск на ринки.
• Логістична стійкість посилилася завдяки запуску нових СПГ-проєктів на 40 млн т на рік.
• Стратегічні запаси також відіграли роль: навіть 28% заповненості сховищ наприкінці березня допомогли пом’якшити шок.
• Сценарій блокади або масованого зриву постачання показав, що ринки з більшою часткою відновлюваної генерації та накопичувачів мають нижчий ризик цінового стрибка.

Як змінилося ціноутворення

Газ залишається важливим чинником ціни електроенергії, але його роль слабшає там, де зростає частка відновлюваної генерації та акумуляторів.

• Газові ціни у травні 2026 року знизилися до $15/млн БТО, що лише на 20% вище за середній рівень 2025 року.
• В Італії ціни на електроенергію у березні 2026 року зросли на 18% у річному вимірі.
• У Німеччині зростання становило 5%.
• У Великій Британії — 3%.
• У Франції середні ринкові ціни знизилися на 16%.
• В Іспанії падіння становило 22%.

Отже, ціноутворення дедалі більше залежить не лише від вартості газу, а й від структури генерації. Там, де частка відновлюваних джерел вища, як в Іспанії, ціна може залишатися значно нижчою навіть під час великого шоку на ринку СПГ.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilfield Technology

Представник Президента в Кабміні Андрій Герус розповів про три рішення, які сумарно можуть призвести до суттєвого зниження ціни на електроенергію для побутових споживачів.

Про це він розповів під час прес-брифінгу, передає кореспондент УНН.

“Перше це постанова Кабінетів міністрів про покладання спеціальних обов’язків на ПрАТ „Укргідроенерго“ та ДП НАЕК „Енергоатом“, таким чином щоб на „Укргідроенерго“ покладання спеціальних обов’язків певним чином було збільшено. Ми очікуємо, що така постанова дасть можливість понизити тариф ПрАТ „Укренерго“ в більш ніж у три рази. Тобто зараз це 32 коп на кВт год, а очікується десь 8-9 копійок”, — сказав Герус.

Також, він нагадав, що навколо тарифу НЕК “Укренерго” були судові дебати, позови та різні дискусії тому, що в цьому тарифі була оплата зелених і тому цей тариф суттєво виріс та оскаржувався в судах.

Тому, Герус зазначив, що коли відбудеться нова постанова за спеціальними зобов’язаннями (ПСО) та нового тарифу “Укргідроенерго”, то це може дати пониження тарифу для кінцевих споживачів близько 11%.

“І третій фактор це так звані прайс-кепи на ринку на добу наперед та на внутрішньодобовому ринку. Нічну ціну є сенс трошки підняти з точки зору цінового обмеження, можливо на 10%, а денну ціну є сенс понизити, тому що вона суттєво вища, ніж практично у всіх країнах Європи. Тому денний прайс-кеп імовірно є підстави понизити на 15-20%. Таким чином це може дати ще 9% зниження тарифу для кінцевого споживача”, — розповів Герус.

За його словами, якщо ці три заходи прийняти то може бути близько 20% пониження для кінцевого споживача для всіх споживачів: великого, малого та середнього бізнесу, для бюджетних установ та організацій, дитячих садочків, шкіл, метрополітену тощо.

Читайте в «Терміналі»,підвищення тарифів на електроенергію вимагає втручання правоохоронних та антимонопольних органів.Про це журналіст заявив представник Президента в Кабміні Андрій Герус після засідання уряду.