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 квітні 2025 року ринок сталого авіаційного палива (SAF) продовжує адаптуватися до нових умов.

Попри зниження цін до $1800/т, виробники стикаються з труднощами у фінансуванні нових проєктів, а авіакомпанії – з високою собівартістю екозамінника. Водночас у ЄС, США та Азії активізуються державні програми підтримки, що обіцяє відновлення цін до $2500-3000/т після 2030 року.

Ключові тенденції ринку SAF

На конференції Argus Biofuels & Feedstocks Asia у Сінгапурі (22-24.04.2025) експерти відзначили:

• Ціни впали з $2500-3000/т (2022-2024) до $1800/т через надлишок пропозиції та падіння цін на традиційне паливо.
• ЄС залишається основним ринком з обов’язковим попитом (2% SAF до 2025 року за програмою ReFuelEU).
• Нові проєкти, як заводи Bangchak у Таїланді (1 млн л/добу) та Zhejiang Jianglan у Китаї (300 тис. т/рік), стартують із затримками через економічні ризики.

Вплив на учасників ринку

Регіональні особливості

Перспективи до 2030 року

За даними S&P Global:

• Світовий попит на SAF може досягти 5 млн т/рік (5% ринку).
• Ключові фактори успіху:
  • Довгострокові контракти на сировину (UCO, сільгозвідходи).
  • Синхронізація стандартів між ЄС, США та Азією.
  • Інтеграція НПЗ у виробництво (досвід Південної Кореї).

Замовити звіт: НТЦ Псіхєя

Регіони з великим потенціалом відновлюваної енергетики, як-от Північна Африка, поєднуються з країнами, де таких умов менше, — через амбітні проєкти, такі як Morocco-U.K. Power Project. Однак для реалізації таких мереж потрібні міжнародна кооперація, значні інвестиції та подолання технологічних викликів. 

Світ стає все більш глобалізованим, ідея обміну електроенергією між країнами набуває популярності. Вже зараз багато держав мають спільну енергетичну інфраструктуру, використовуючи природні ресурси одна одної для підвищення енергобезпеки. Водночас попри активні інвестиції у відновлювані джерела, деякі регіони мають значно більший потенціал для «зеленої» генерації, ніж інші. Це створює передумови для розвитку міжнародних енергомереж.

Європа та Африка: сонячний енергоміст 

Північна Африка, з її високою сонячною активністю, ідеально підходить для масштабних сонячних електростанцій, тоді як Центральна та Північна Європа мають обмежені можливості для подібних проєктів. Наприклад:

- Morocco-U.K. Power Project — проєкт компанії Xlinks передбачає будівництво сонячної, вітрової та акумуляторної станції в Марокко (площа — 1,500 миль²) з подальшою передачею енергії до Великобританії через підводний кабель довжиною 4,000 км. Запуск очікується у 2030-х.

- GREGY — грецько-єгипетський проєкт вартістю €4,2 млрд, який забезпечить передачу 3 ГВт електроенергії на рік.

- ELMED-TUNITA — італійсько-туніський кабель потужністю 600 МВт, що пройде через протоку Сицилії.

«Відновлюваний потенціал Північної Африки ідеально доповнює європейські цілі з відмови від російського газу. Географічна близькість робить регіон ідеальним партнером», — зазначає Нівед Дас Тайкуттатхіл, аналітик Rystad Energy.

Атлантичний виклик: Європа та Північна Америка

Група експертів (Megawatt-X, Alexa Capital, Etchea Energy) розробляє проєкт North Atlantic Transmission One-Link (NATO-L) — підводний кабель довжиною 3,500 км для передачі 6 ГВт «зеленої» енергії між Північною Америкою та Західною Європою. Однак його реалізація може зайняти 10–15 років через технічну складність.

 Азія: інтеграція для енергобезпеки 

У Південно-Східній Азії також розвиваються регіональні мережі:

- Laos-Thailand-Malaysia-Singapore Power Integration Project (LTMS-PIP) — гідроенергетика Лаосу постачається до Сінгапуру.

- BIMP-PIP — проєкт для постачання енергії між Борнео, Індонезією, Малайзією та Філіппінами.

«Інтеграція енергосистем — стратегічна необхідність для сталого розвитку Південно-Східної Азії», — підкреслює Азіз Арманд, CEO Indika Energy.

Хоча деякі проєкти вже реалізовані, створення глобальної мережі для «зеленого» енергообміну вимагатиме ще багато років. Однак саме такий підхід може стати ключем до світового енергопереходу.

Джерело: «НТЦ Псіхєя».

За матеріалами [https://oilprice.com/](https://oilprice.com/)

Holtec International планує відновити роботу атомної електростанції Palisades, яка припинила роботу у 2022 році. Проєкт отримав значну фінансову підтримку від уряду США та штату Мічиган. Успіх цієї ініціативи може стати зразком для модернізації інших АЕС, забезпечуючи чисту енергію та зменшуючи залежність від викопного палива. 

Попри зростаючий інтерес до ядерної енергетики в США, проєкт відновлення АЕС Palisades стикається з низкою викликів, включаючи ремонт пошкоджених парогенераторів та дотримання жорстких норм безпеки.

 Ядерна енергетика: нові можливості та виклики 

Останніми роками інтерес до розвитку ядерної енергетики в США значно зріс. Адміністрація Байдена активно підтримує «зелений» перехід, що стимулювало інвестиції в чисті джерела енергії. Водночас, попит на електроенергію зростає швидше, ніж очікувалося, зокрема через активне будівництво великих дата-центрів. Це, а також робота над покращенням публічного сприйняття безпеки АЕС, відновило підтримку атомної енергетики.

Окрім будівництва нових реакторів (у тому числі малих модульних — SMR), США розглядають можливість модернізації існуючих станцій. Якщо у 1998–2013 роках у країні працювало 104 реактори, то до 2022 року їхня кількість скоротилася до 92. За даними Nuclear Regulatory Commission (NRC), станом на 2023 рік 22 комерційні реактори перебували на різних етапах виведення з експлуатації.

 Palisades: перша АЕС, яка повертається до роботи 

Holtec International, власник АЕС Palisades у Мічигані, оголосив про плани відновити її роботу після закриття у 2022 році. Станція припинила роботу на два тижні раніше через технічну несправність, попри федеральну програму підтримки АЕС обсягом $6 млрд. Компанія планує повернути станцію до експлуатації до кінця 2025 року.

Водночас невизначеність щодо енергетичної політики адміністрації Трампа не вплинула на підтримку ядерної енергетики. Новий міністр енергетики Кріс Райт заявив, що «американське ядерне відродження має розпочатися саме за президентства Трампа». На підтвердження цих слів уряд виділив Holtec $57 млн (частина кредитної гарантії до $1,52 млрд), а також $1,3 млрд від Міністерства сільського господарства та $300 млн від штату Мічиган.

 Виклики та перспективи 

Palisades стане першою в США комерційною АЕС, яку відновлять після закриття. Після повторного запуску вона зможе генерувати 800 МВт чистої енергії та забезпечити 600 робочих місць. Однак проєкт потребує серйозного ремонту, зокрема парогенераторів, пошкодження яких може становити загрозу безпеці.

Holtec впевнена, що генератори можна відновити, і просить NRC завершити оцінку ремонтного плану до 15 серпня. Проте регулятори вважають, що процес може затягнутися.

Успіх цього проєкту може стати імпульсом для відродження інших АЕС. Однак якщо відновлення Palisades виявиться складнішим або дорожчим, ніж очікувалося, це може відлякати інших інвесторів.

Джерело: «НТЦ Псіхєя». За матеріалами https://oilprice.com/