Часопис Термінал | НТЦ "Псіхєя" » energy security

Китай планує довести внутрішнє постачання нафти й газу до 440 млн тонн нафтового еквівалента до 2030 року

Сергей Сапегин — Tue, 18 Aug 2026 08:19:21 +0000

Китай оголосив цілі для формування сучасної системи постачання нафти й газу до 2030 року: збільшити внутрішнє постачання до 440 млн тонн нафтового еквівалента, додати 20 тис. км магістральних трубопроводів і наростити інфраструктуру для імпорту та зберігання газу.

Пекін робить ставку на енергетичну безпеку та низьковуглецевий розвиток

Національна комісія розвитку і реформ Китаю та Національне енергетичне управління у понеділок представили цілі в межах 15-го п’ятирічного плану. Документ передбачає, що до 2030 року Китай має створити сучасну систему постачання нафти й газу з акцентом на дві задачі: захист енергетичної безпеки та просування зеленого й низьковуглецевого розвитку.

Країна планує збільшити внутрішнє постачання нафти й газу до 440 млн тонн нафтового еквівалента. Мережу магістральних трубопроводів мають розширити ще на 20 тис. км, після чого її загальна довжина сягне 220 тис. км.

План також передбачає подальше збільшення потужностей зі зберігання природного газу: вони мають перевищити 13% національного споживання. Приймальна спроможність LNG-терміналів — терміналів для скрапленого природного газу — має сягнути 200 млн тонн на рік, а імпортна спроможність сухопутних газопроводів для природного газу — 114 млрд куб. м на рік.

Окремий блок — уловлювання та зберігання CO₂

У документі також встановлено ціль для технологій уловлювання, використання та зберігання вуглецю. Річний обсяг закачування CO₂ у межах carbon capture and storage та carbon capture, utilization, and storage має досягти 10 млн тонн.

План передбачає посилення науково-технологічних інновацій, подальші прориви у ключових технологіях, істотне зростання рівня локалізації обладнання китайського виробництва, а також стале просування цифровізації та інтелектуальної трансформації галузі.

Видобуток уже досяг рекордного рівня

За даними Національного енергетичного управління, загальний видобуток нафти й газу в Китаї у 2025 році досяг 420 млн тонн нафтового еквівалента, що стало новим рекордом.

Видобуток сирої нафти у 2025 році сягнув історичного максимуму — 216 млн тонн. Видобуток природного газу дев’ятий рік поспіль зростав більш ніж на 10 млрд куб. м на рік, що, за даними управління, означає помітне поліпшення незалежної енергетичної безпеки країни.

Видобуток сланцевої нафти в Китаї у 2025 році перевищив 8,5 млн тонн. Це більш ніж у 10 разів більше, ніж у 2018 році.

У 2026 році галузь має розпочати новий раунд стратегічної кампанії з розвідки нафти й газу, продовжити збільшення інвестицій і підтримувати внутрішній видобуток сирої нафти вище 200 млн тонн, одночасно нарощуючи видобуток природного газу.

Bozhong 19-6 вийшло на повну роботу

Окремим маркером розвитку газового сектору стало введення в повну експлуатацію першої фази родовища Bozhong 19-6 у Бохайському морі. CNOOC Tianjin Branch оголосила 9 серпня 2026 року, що це перше в Китаї газове родовище з ресурсною базою 100 млрд куб. м, яке вийшло на повний режим роботи.

Геополітичний контекст підсилює увагу до резервів

Лінь Боцян, директор Китайського центру досліджень енергетичної економіки при Сяменьському університеті, сказав Global Times, що цільові показники свідчать про збільшення Китаєм нафтових і газових резервів на тлі складної геополітичної ситуації.

«Географічно нам бракує нафти й газу. Але Китай має повну впевненість у подоланні своїх енергетичних викликів, оскільки наші резерви й потужності у вітровій та сонячній енергетиці є сильними», — сказав Лінь Боцян.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Global Times.

Японія розглядає компенсацію додаткових витрат на закупівлю нафти в обхід Ормузької протоки

Сергей Сапегин — Tue, 11 Aug 2026 07:30:51 +0000

Японія розглядає механізм розподілу додаткових витрат між нафтопереробниками та торговельними компаніями для закупівель сирої нафти й нафти хімічної сировини за маршрутами, що не проходять через Ормузьку протоку. Пропозиція спрямована на підвищення стійкості нафтового постачання після перебоїв на Близькому Сході.

Токіо опрацьовує фінансовий механізм, який має зробити альтернативні маршрути постачання економічно доступнішими

Міністерство економіки, торгівлі та промисловості Японії створило наприкінці липня робочу групу для посилення стійкості ланцюгів постачання нафтопродуктової сировини. На засіданні 7 серпня група запропонувала створити систему залучення та розподілу коштів для підтримки стабільного імпорту сирої нафти й нафти хімічної сировини маршрутами поза Ормузькою протокою. Argus оприлюднив деталі пропозиції 10 серпня.

Механізм має покривати додаткові витрати на диверсифікацію, зокрема підвищені транспортні та страхові витрати порівняно з маршрутами через протоку. Альтернативні постачання можуть також вимагати довших строків доставки або використання трубопроводів.

Імпортери, зокрема нафтопереробники й торговельні компанії, повинні будуть здійснювати внески до японського агентства енергетичної безпеки Jogmec. Компанії подаватимуть уряду плани диверсифікації закупівель, а Jogmec фінансуватиме схвалені проєкти з урахуванням їх економічної ефективності та внеску в розширення джерел постачання.

Міністерство також зазначило, що з погляду безпеки формування запасів у вигляді сирої нафти може бути кращим варіантом, ніж накопичення нафти хімічної сировини через її високу леткість.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Argus Media.

Стратегічні запаси нафти Японії в липні зросли до еквівалента 202 днів споживання

Сергей Сапегин — Wed, 05 Aug 2026 06:05:19 +0000

Сукупні нафтові резерви Японії в липні 2026 року збільшилися на обсяг, еквівалентний трьом дням внутрішнього споживання. Станом на 1 серпня державні, комерційні та спільні з країнами-виробниками запаси відповідали 202 дням споживання.

Альтернативні постачання дали змогу припинити скорочення резервів після трьох місяців їхнього використання

Reuters 4 серпня повідомило, що рівень стратегічних запасів підвищився попри тривалу війну з Іраном. Японія змогла залучити альтернативні джерела постачання, що дало змогу компенсувати частину ризиків для традиційних маршрутів.

У червні обсяг резервів скоротився на еквівалент чотирьох днів споживання. У травні зниження становило п’ять днів, а у квітні — 27 днів. Липень став першим місяцем після цієї серії скорочень, коли показник знову зріс.

До сукупного показника входять державні стратегічні резерви, обов’язкові запаси приватних компаній та нафта, яку Японія спільно зберігає з країнами-виробниками. Станом на 1 серпня їхній загальний обсяг відповідав 202 дням внутрішнього споживання.

Після травня уряд Японії не ухвалював нових рішень про додаткове вивільнення нафти з резервів. Агентство зазначає, що у 2025 році країна отримувала 94% імпортованої сирої нафти з Близького Сходу, що робить стабільність морських маршрутів особливо важливою для її енергетичної безпеки.

Дані Японії показують, як зміна напрямів закупівлі може впливати на швидкість використання стратегічних запасів у період порушення традиційних потоків.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

ОПЕК+ підвищила квоти на видобуток нафти у вересні на 188 тис. барелів на добу

Сергей Сапегин — Mon, 03 Aug 2026 05:44:55 +0000

ОПЕК+ 2 серпня погодила збільшення квот на видобуток нафти приблизно на 188 тис. барелів на добу з вересня 2026 року. Рішення завершує поетапне скасування добровільного скорочення пропозиції на 1,65 млн барелів на добу, запровадженого у 2023 році. Водночас експортні перебої у Перській затоці, росії та Казахстані обмежують фактичний вплив підвищених квот на доступну світову пропозицію.

Підвищення вересневих квот завершує повернення 1,65 млн барелів на добу, але ОПЕК+ не визначила політику на четвертий квартал

Рішення ухвалили сім держав, які беруть участь у щомісячному управлінні видобутком: Саудівська Аравія, росія, Ірак, Кувейт, Алжир, Казахстан і Оман. Збільшення приблизно на 188 тис. барелів на добу має завершити згортання добровільного скорочення на 1,65 млн барелів на добу, узгодженого у 2023 році.

Reuters зазначає, що попередні підвищення квот ОПЕК+ упродовж 2026 року переважно залишалися формальними. Експорт нафти з країн Перської затоки, росії та Казахстану обмежували війни проти Ірану й України, тому номінальне зростання квот не забезпечувало відповідного збільшення фізичних обсягів на ринку.

У заяві ОПЕК+ не визначено виробничу політику на останні три місяці 2026 року. Перед засіданням джерела Reuters повідомляли, що група може призупинити подальше нарощування квот у четвертому кварталі.

Після вересневого рішення чинним залишається інший рівень скорочень обсягом близько 2 млн барелів на добу. Ці обмеження, запроваджені у 2022 році, мають діяти до кінця 2026 року. ОПЕК+ також перевіряє виробничі потужності учасників, щоб визначити базові рівні для квот на 2027 рік. Наступне засідання семи держав заплановано на 6 вересня.

«ОПЕК+ завершила згортання добровільних скорочень. Наступним викликом стане управління профіцитом, який може виникнути після нормалізації експортних потоків», — заявив аналітик Rystad Energy Хорхе Леон.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Австралія та Сінгапур домовилися не обмежувати критичні постачання, включно з бензином

Сергей Сапегин — Tue, 28 Jul 2026 05:26:37 +0000

Австралія та Сінгапур підписали протокол економічної стійкості та критичних постачань. Для ринку бензину ключовий факт — Сінгапур забезпечує 55% імпорту бензину Австралії, а сторони взяли зобов’язання не вводити експортні обмеження на погоджені критичні товари.

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.

Гуртовий дизель став на 6,85 грн/л дорожчим за роздріб: як ринок увійшов у зону високого ризику

Сергей Сапегин — Sat, 25 Jul 2026 19:33:24 +0000

Станом на 24 липня 2026 року середня гуртова ціна дизельного палива в Україні досягла 91,78 грн/л, тоді як середня ціна на АЗС становила 84,92 грн/л. Роздріб виявився на 6,85 грн/л дешевшим за гурт, хоча ще 1 липня перевищував його на 11,15 грн/л. Одночасно розрахунковий імпортний паритет становив 82,01 грн/л, а використане в розрахунку котирування Platts — $1285 за тонну. Така конфігурація показує, що гуртовий ринок уже переніс у ціну подорожчання зовнішнього ресурсу й ризик його заміщення, тоді як роздріб реагував із запізненням.

Дизельний ринок: нафта дорожчає, гурт випереджає АЗС, а запас стає частиною ціни

Український ринок дизельного пального залежить не лише від світової ціни на нафту. Для кінцевої вартості літра мають значення європейські котирування готового продукту, валютний курс, акциз, податок на додану вартість, морська й сухопутна логістика, фінансування запасів та фізична доступність наступної партії.

Дані за 24 липня показують одразу кілька взаємопов’язаних процесів:

нафта Brent подорожчала до $97,48 за барель;
котирування Platts для дизпалива, використане в розрахунку імпортного паритету, становило $1285 за тонну;
імпортний паритет досяг 82,01 грн/л;
середня гуртова ціна піднялася до 91,78 грн/л;
середня роздрібна ціна на АЗС становила 84,92 грн/л;
роздріб був нижчим за гурт на 6,85 грн/л, але вищим за імпортний паритет на 2,92 грн/л.

Імпортний паритет — це розрахункова повна вартість ввезення пального в Україну. До нього входять ціна продукту на зовнішньому ринку, валютний курс, логістика, акциз, податок на додану вартість та інші обов’язкові витрати. Він показує, скільки приблизно коштуватиме заміщення проданого ресурсу новою імпортною партією за поточних умов.

Brent за липень додала третину вартості

24 липня ф’ючерсна ціна Brent становила $97,48 за барель. Днем раніше показник дорівнював $96,10 за барель. Добове зростання становило $1,38, або 1,44%.

Порівняно з 1 липня, коли Brent коштувала $73,02 за барель, ціна зросла на $24,46, або 33,50%. Водночас вона залишалася на 10,07% нижчою за рівень 1 травня — $108,39 за барель.

1 травня: $108,39 за барель;
1 липня: $73,02 за барель;
23 липня: $96,10 за барель;
24 липня: $97,48 за барель.

Ф’ючерс Brent є орієнтиром для світового ринку сирої нафти, але не відображає повної вартості конкретної фізичної партії для нафтопереробного заводу. Індикатор фізичної нафти Dated Brent 23 липня досяг $105,70 за барель, а північноморський сорт Forties 24 липня — $108,77 за барель.

Різниця між ф’ючерсною й фізичною ціною має практичне значення. Ф’ючерс показує ринкові очікування, тоді як фізична партія включає премію за реальну наявність сировини, її якість, місце завантаження та строк доставки. За дефіциту нафтопереробні заводи можуть конкурувати саме за доступний фізичний ресурс, тому готове дизельне пальне дорожчає швидше за базову нафтову котировку.

Котирування готового дизпалива важливіше за механічне копіювання Brent

Безпосереднім орієнтиром для українського дизельного ринку є не сама Brent, а котирування готового дизельного пального відповідної якості й базису постачання.

Станом на 24 липня значення Platts становило на рівні $1285 за тонну. Platts — система міжнародних цінових оцінок енергоресурсів, що належить S&P Global Commodity Insights. Такі оцінки використовують у контрактах як базу, до якої додають або від якої віднімають премію постачальника, логістику та інші витрати.

Висока ціна дизпалива порівняно з нафтою пояснюється станом переробки. Цей зв’язок показує крек-спред — різниця між ринковою вартістю готового нафтопродукту та вартістю сировини, потрібної для його виробництва.

Це не означає, що будь-яка зміна Brent автоматично й пропорційно переноситься на ціну дизпалива. На неї окремо впливають:

завантаження європейських нафтопереробних заводів;
запаси середніх дистилятів;
ремонти й аварії на НПЗ;
експортні обмеження;
доступність танкерів, барж, вагонів та автоцистерн;
премія за конкретну фізичну партію;
зміна маршрутів постачання.

Імпортний паритет піднявся до 82,01 грн/л

Імпортний паритетперевищивший 82 грн/л не є обов’язковою ціною продажу. Він є орієнтиром вартості нового ресурсу на вході в український ринок. Фактична гуртова ціна може відхилятися від нього через терміновість, доступність обсягів, регіон постачання, кредитні умови, перевантаження маршрутів або дефіцит транспорту.

Гуртова ціна за місяць зросла майже на 47%

Середня гуртова ціна дизпалива 24 липня досягла 91,78 грн/л.

23 липня: 89,64 грн/л;
24 липня: 91,78 грн/л;
добове зростання: 2,13 грн/л, або 2,38%.

За місяць гуртова ціна зросла значно сильніше:

24 червня: 62,50 грн/л;
24 липня: 91,78 грн/л;
зростання: 29,28 грн/л, або 46,85%.

Порівняно з 25 травня, коли середня гуртова ціна становила 74,17 грн/л, вона піднялася на 23,73%.

Якщо порівнювати однакові дати початку й кінця липневого періоду, 1 липня гуртовий дизель коштував 64,49 грн/л, а 24 липня — 91,78 грн/л. Зростання за цей проміжок становило 27,28 грн/л, або 42,31%.

На 24 липня гуртова ціна перевищувала розрахунковий імпортний паритет на 9,77 грн/л (арифметична різниця між 91,78 грн/л у гурті та 82,01 грн/л імпортного паритету. У відносному вимірі вона становила близько 11,9% від рівня паритету.

Саме по собі таке відхилення може включати вартість уже сформованого дефіцитного ресурсу, термінове постачання, обмежені обсяги, регіональну логістику, фінансування або премію за гарантовану фізичну наявність.

Роздріб зростав майже у п’ятеро повільніше за гурт

Середня ціна дизельного пального на АЗС 24 липня становила 84,92 грн/л.

23 липня: 82,65 грн/л;
24 липня: 84,92 грн/л;
добове зростання: 2,28 грн/л, або 2,75%.

За місяць роздрібна ціна зросла з 77,59 до 84,92 грн/л — на 7,34 грн/л, або 9,46%. За той самий період гурт подорожчав на 46,85%.

Порівняння з 1 липня також показує різну швидкість:

гурт: із 64,49 до 91,78 грн/л, або на 42,31%;
роздріб: із 75,64 до 84,92 грн/л, або на 12,28%.

Такий розрив означає, що гуртовий сегмент значно швидше відреагував на зовнішнє подорожчання та зміну доступності ресурсу. АЗС певний час могли продавати пальне з раніше закуплених запасів, але ці запаси не відображають вартість наступного поповнення.

Для імпортозалежного ринку саме вартість наступної партії визначає, чи зможе компанія відновити проданий обсяг. Продаж може залишатися бухгалтерськи прибутковим щодо старого запасу, але водночас бути збитковим щодо заміщення.

Спред між роздробом і гуртом змінив знак

Спред між роздрібною та гуртовою ціною у наданому показнику розраховується як ціна на АЗС мінус гуртова ціна. Динаміка показує різкий розворот:

1 травня: +6,00 грн/л;
1 липня: +11,15 грн/л;
17 липня: −0,69 грн/л;
23 липня: −7,00 грн/л;
24 липня: −6,85 грн/л.

На початку липня середня роздрібна ціна перевищувала гуртову на 11,15 грн/л. З 17 по 24 липня ситуація стала протилежною: гурт перевищив роздріб на 6,85 грн/л. Загальна зміна співвідношення становила майже 18 грн/л.

Тривале збереження гуртової ціни вище за роздрібну створює для мереж АЗС, що купують ди кілька ризиків:

поточний продаж не забезпечує повного фінансування наступної закупівлі;
запас скорочується швидше, ніж його можна відновити;
мережа залежить від старих дешевших залишків;
погіршується ліквідність;
після вичерпання запасу виникає потреба різкіше коригувати ціну на стелі.

Роздріб перевищував імпортний паритет лише на 2,92 грн/л

Попри те що середня ціна на АЗС була нижчою за гуртову, вона залишалася вищою за розрахунковий імпортний паритет.

імпортний паритет: 82,01 грн/л;
середня роздрібна ціна: 84,92 грн/л;
спред роздробу до паритету: 2,92 грн/л, або 3,56%.

Ці 2,92 грн/л не є чистою маржею АЗС. Із цього розриву мають фінансуватися доставка від нафтобази до станції, персонал, електроенергія, охорона, ремонт, банківський еквайринг, програми лояльності, втрати, фінансування запасу та прибуток. Ці розрузнки стосуються переважно великих мереж АЗС, що самі постачають дизпаливо по імпортних контрактах.

Близькість роздрібної ціни до імпортного паритету є ознакою обмеженого простору для покриття повної вартості роздрібної операції.

У дискаунтерів запас між ціною й паритетом скоротився до 1,08 грн/л

Станом на 24 липня ситуація виглядає таким чином:

Дискаунтери: 83,09 грн/л. Спред до імпортного паритету — 1,08 грн/л, або 1,32%.
Середній клас: 84,77 грн/л. Спред — 2,77 грн/л, або 3,38%.
Преміальний сегмент: 86,72 грн/л. Спред — 4,71 грн/л, або 5,74%.

Різниця між середньою ціною преміального сегмента та дискаунтерів становила 3,63 грн/л.

Найвразливішими до нового подорожчання гурту є дискаунтери. Їхня ціна перевищувала імпортний паритет лише на 1,08 грн/л, але була на 8,69 грн/л нижчою за середню гуртову ціну 91,78 грн/л. За такого співвідношення відновлення запасу за поточним гуртовим прайсом потребує або підвищення ціни, або використання раніше накопиченого ресурсу та оборотного капіталу.

Чому імпортний паритет і гуртова ціна розійшлися

Імпортний паритет є розрахунковою моделлю, а гуртова ціна — фактичним результатом пропозицій і угод на внутрішньому ринку. Вони можуть розходитися, коли змінюється не лише вартість товару, а й фізична доступність.

До можливих причин належать:

обмеження обсягів у постачальників;
погіршення логістики;
короткий строк дії пропозицій;
аварійна закупівля дорожчої партії;
переорієнтація на довший маршрут постачання;
дефіцит вагонів, барж або автоцистерн;
резервування транспорту та місткостей;
передоплата замість відстрочки;
регіональний дефіцит;
різниця між розрахунковим і фактичним курсом купівлі валюти.

Для кожної компанії треба окремо розрізняти індикативну пропозицію, тверду пропозицію, укладений контракт, фактичне постачання та аварійну ціну одиничної партії.

Вартість заміщення важливіша за стару собівартість

За швидкого зростання ринку ціна дизпалива має спиратися на вартість заміщення — поточну суму, необхідну для закупівлі та доставки нового обсягу замість проданого.

Повна економічно обґрунтована ціна включає:

європейське котирування готового продукту;
премію або дисконт постачальника;
валютний курс;
міжнародну й внутрішню логістику;
акциз і ПДВ;
фінансування партії та запасу;
операційні витрати;
базову комерційну маржу;
залишкову премію за ризик;
плату за реально зарезервований транспорт або інфраструктуру;
конкурентне коригування.

Стара бухгалтерська собівартість пояснює результат уже придбаної партії. Вона не відповідає на запитання, скільки коштуватиме наступне поповнення. Різниця особливо помітна 24 липня: середній роздріб становив 84,92 грн/л, тоді як новий ресурс у гурті коштував 91,78 грн/л.

Логістичний ризик здатен підтримувати ціну навіть за наявності пального в портах

Низький рівень води на Рейні змушував окремі баржі скорочувати завантаження на 80%. Це означає використання лише близько 20% звичайної вантажопідйомності.

Для доставки того самого обсягу потрібно більше суден і більше рейсів. Частина вантажів переходить на залізницю та автотранспорт, де також виникає дефіцит потужностей.

Такий ланцюг формує додаткові витрати:

подовжується строк постачання;
зростає плече внутрішньої доставки;
транспорт виконує менше оборотів;
підвищується тариф;
скорочується доступна пропозиція;
збільшується потреба в оборотному капіталі.

За цих умов навіть наявність дизпалива в європейському порту не гарантує його доступності для українського покупця у потрібний строк.

Воєнний ризик змінює підхід до зберігання дизпалива. Концентрація запасу на одному об’єкті може зменшувати звичайні операційні витрати, але збільшує потенційні втрати від удару.

Запас доцільно розділяти на:

оперативний — для звичайних продажів;
страховий — для затримок і коливань попиту;
кризовий — для забезпечення критичних споживачів.

Додатковий літр запасу є економічно виправданим, доки витрати на його фінансування, зберігання, страхування й ротацію нижчі за можливі втрати через відсутність пального.

Захист критичної інфраструктури також потребує:

резервних нафтобаз і маршрутів;
обмеження максимальної частки запасу на одному об’єкті;
генераторів і джерел безперебійного живлення;
резервного обладнання для відпуску;
можливості перенаправити ресурс на іншу АЗС або базу;
страхування тієї частини ризику, для якої доступне страхове покриття.

Що означають поточні цифри

Для водія нинішня ціна на АЗС ще не повністю відображає гуртове подорожчання. Середній роздріб 84,92 грн/л був на 6,85 грн/л нижчим за гуртову ціну. Якщо гурт залишатиметься на поточному рівні, мережі матимуть обмежені можливості довго утримувати старі ціни після вичерпання дешевших запасів.

Для малої мережі АЗС орієнтиром має бути не остання прибуткова накладна, а ціна найближчого поповнення. У протилежному разі компанія може продавати пальне дешевше, ніж коштує відновлення запасу.

Для великого імпортера ключовим стає порівняння поточної вартості заміщення з ціною вже законтрактованої наступної імпортної партії. Запас потрібно розподіляти між кількома об’єктами й узгоджувати з доступним кредитним ресурсом.

Для держави поточний розрив між гуртом і роздробом є сигналом необхідності контролю фізичної доступності ресурсу, пропускної спроможності маршрутів і запасів, неможливості використання компаніями ринкової влади для погіршення ситуації.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters про фізичний ринок нафти; Reuters про переробку дизпалива; Reuters Open Interest про логістику на Рейні та Дунаї

Країни Перської затоки готують сім великих маршрутів для скорочення залежності від Ормузу

Сергей Сапегин — Fri, 24 Jul 2026 07:51:34 +0000

Нафтодобувні країни Перської затоки прискорюють будівництво й планування альтернативних трубопроводів після тривалого порушення судноплавства через Ормузьку протоку. Associated Press нарахувало щонайменше сім великих проєктів, які перебувають на стадії будівництва, планування або обговорення.

До кінця 2028 року альтернативні трубопроводи можуть забезпечити обхід Ормузу для 60% довоєнного експорту регіону

До війни через Ормузьку протоку щодня проходило приблизно 15 млн барелів нафти з Перської затоки. Основними чинними альтернативами залишаються саудівський трубопровід Схід—Захід до порту Янбу на Червоному морі та маршрут Об’єднаних Арабських Еміратів до порту Фуджейра в Оманській затоці.

До війни їхня сукупна вільна пропускна спроможність оцінювалася в 3,5–5,5 млн барелів на добу. Тепер обидві системи працюють майже на повну потужність.

Національна нафтова компанія Абу-Дабі прискорює спорудження паралельного трубопроводу завдовжки 300 км до Фуджейри. Вартість проєкту становить $3 млрд, а додаткова пропускна спроможність має перевищити 1,2 млн барелів на добу. Завершення очікується у 2027 році.

Ірак опрацьовує маршрути від родовищ поблизу Басри до турецького Джейхана та сирійського порту Баніяс. Потенційна пропускна спроможність лінії до Баніяса може сягнути 2 млн барелів на добу. Також обговорюється трубопровід до йорданського порту Акаба.

За оцінкою Goldman Sachs, нові проєкти можуть додати 3,8 млн барелів на добу до кінця 2027 року та 7,3 млн барелів на добу до кінця 2028-го. Це дозволило б за потреби спрямовувати в обхід Ормузу близько 60% довоєнного експорту Перської затоки, який становив 23 млн барелів на добу.

«Покладатися настільки сильно на Ормуз більше не є розсудливою довгостроковою стратегією», — заявила аналітикиня Kpler Вікторія Грабенвегер.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Associated Press.

Алжир збільшить постачання природного газу до Німеччини з 2027 року: Sonatrach і VNG розширюють енергетичне партнерство

Сергей Сапегин — Thu, 23 Jul 2026 11:23:13 +0000

Алжирська державна компанія Sonatrach та німецький енергетичний концерн VNG уклали новий контракт, який передбачає збільшення постачання природного газу до Німеччини з 1 січня 2027 року. Угода розширює співпрацю, що розпочалася у 2024 році після переорієнтації Німеччини на альтернативні джерела імпорту газу. Водночас сторони не розкрили додаткові обсяги постачання, термін дії контракту та його вартість.

Алжир зміцнює позиції одного з ключових постачальників природного газу для Німеччини

Що передбачає новий контракт

Нову угоду Sonatrach та VNG підписали 17 липня 2026 року під час офіційного візиту президента Алжиру Абдельмаджида Теббуна до Німеччини. Про підписання повідомило державне агентство Algérie Presse Service (APS).

Збільшення постачання природного газу до Німеччини розпочнеться з 1 січня 2027 року.
Сторони не оприлюднили додаткові обсяги газу, тривалість контракту та його фінансову вартість.
Контракт стосується трубопровідних постачань, які доповнять вже започатковані поставки скрапленого природного газу (СПГ).

Як формувалося партнерство

Співпраця між Sonatrach і VNG активно розвивається з 2024 року.

У лютому 2024 року VNG стала першою німецькою компанією, яка почала закуповувати алжирський газ трубопроводом.
Газ надходить через магістральний газопровід Transmed, який з’єднує алжирське родовище Hassi R’Mel з Італією через Туніс та Сицилійську протоку.
Надалі ресурс транспортується мережею італійського оператора Snam, після чого прямує газопроводами TAG (Trans Austria Gasleitung) або Transitgas до німецьких газових мереж, зокрема Gascade та ONTRAS.

Transmed має номінальну пропускну здатність 33,5 млрд кубометрів газу на рік.

Перші постачання СПГ відкрили ще один маршрут

За два тижні до укладення нового контракту, 2 липня 2026 року, Sonatrach здійснила перше в історії постачання скрапленого природного газу (СПГ) до Німеччини.

СПГ — це природний газ, охолоджений до рідкого стану для морського транспортування танкерами.
Новий трубопровідний контракт фактично відкриває другий канал постачання алжирського газу на німецький ринок.

Чому це важливо для Німеччини

Німеччина залишається найбільшим споживачем природного газу в Європі.

За перші чотири місяці 2026 року країна імпортувала трубопроводами близько 11,5 млрд кубометрів газу.
Це становить приблизно чверть усіх європейських трубопровідних поставок природного газу.
VNG до 2022 року була одним із найбільших покупців російського газу, однак після припинення його постачання компанія почала активно диверсифікувати джерела закупівель.

Співпраця виходить за межі природного газу

Sonatrach і VNG одночасно розвивають проєкти у сфері виробництва та транспортування «зеленого» водню.

Компанії беруть участь у проєкті Algeria to Europe Hydrogen Alliance (ALTEH2A).
Також вони працюють у межах ініціативи SoutH2 Corridor, яка передбачає виробництво водню в Алжирі та його експорт до європейських країн.

«Ця угода стала результатом тривалого шляху довіри та співпраці між Sonatrach і VNG», — заявив міністр вуглеводнів Алжиру Мохамед Аркаб. За його словами, контракт підтверджує статус Алжиру як надійного постачальника енергоресурсів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Algérie Presse Service (APS

Новий прем’єр Великої Британії може підтримати проєкти Rosebank і Jackdaw у Північному морі

Сергей Сапегин — Tue, 21 Jul 2026 08:24:56 +0000

Новий прем’єр-міністр Великої Британії Енді Бернем, за повідомленнями, готується підтримати проєкти Rosebank і Jackdaw та розширення буріння через підключення до чинної інфраструктури. Матеріал прямо пов’язує ці рішення з енергетичною безпекою, робочими місцями та доступністю нафтопродуктів.

Підтримка видобутку у Північному морі розглядається як інструмент стримування падіння внутрішнього виробництва

За даними OilPrice.com із посиланням на City A.M. та Bloomberg, команда Енді Бернема попросила держслужбу підготувати плани щодо схвалення буріння на газовому родовищі Jackdaw і нафтовому родовищі Rosebank біля узбережжя Шотландії. Також ідеться про розширення tie-backs — буріння біля вже наявних об’єктів із підключенням до чинної інфраструктури.

Проєкти залишаються залежними від юридичних і регуляторних процедур після судових рішень, які скасували попередні дозволи. Тривають публічні консультації. У матеріалі зазначено, що прихильники проєктів вважають їх важливими для енергетичної безпеки, збереження робочих місць і підтримки внутрішнього видобутку нафти й газу.

Для європейського ринку бензинів новина не є прямою зміною у постачанні моторного пального. Її значення — у сировинній базі й ширшій політиці енергетичної безпеки. У матеріалі наведено оцінку компанії Adura, що Rosebank сам по собі може забезпечувати приблизно 10% видобутку нафти на континентальному шельфі Великої Британії та допомогти сповільнити спад внутрішнього виробництва.

Ніл Маккалох, виконавчий директор Adura, заявив, що схвалення обох майданчиків може «розблокувати значні переваги» для Великої Британії, зокрема посилити енергетичну безпеку на зимові місяці.

Джерело: Terminal. За матеріалами: OilPrice.com.

IEA попередила, що метанові правила ЄС можуть звузити легальні варіанти імпорту нафти більш ніж на 50%

Сергей Сапегин — Wed, 15 Jul 2026 07:13:07 +0000

Міжнародне енергетичне агентство попередило, що нові правила ЄС щодо метанових викидів можуть обмежити доступні для європейських НПЗ варіанти закупівлі нафти. Reuters повідомляє, що з січня 2027 року імпортовані нафта й газ мають відповідати вимогам моніторингу викидів, еквівалентним правилам ЄС або стандарту OGMP 2.0.

Регуляторний ризик може перетворитися на фактор вартості сировини для європейських переробників

За оцінкою IEA, близько 22,5 млн барелів на добу світового видобутку нафти у 2027 році відповідатимуть OGMP 2.0. Однак агентство наголошує, що не весь цей обсяг буде доступним для ЄС. У 2025 році Євросоюз імпортував 9,3 млн барелів на добу нафти.

«Ми оцінюємо, що пул торгованих сортів нафти, які НПЗ ЄС зможуть імпортувати законно, звузиться більш ніж на 50%», — зазначила IEA у щомісячному нафтовому звіті.

IEA пояснює ризик тим, що окремі сорти нафти складно замістити, а частина виробників може надати перевагу продажам на прибутковіші ринки поза Європою. Як приклад Reuters наводить важку нафту для виробництва асфальту, яка значною мірою постачається з країн на кшталт Мексики та Венесуели, що не відповідають метановому стандарту ЄС.

«Обмеження пулу сирої нафти для НПЗ ЄС може призвести до вищих вхідних витрат або переходу на використання неоптимальних сортів нафти», — зазначила IEA, додавши, що це може послабити енергетичну безпеку ЄС.

Посли ЄС мають обговорити метанове законодавство в Брюсселі після того, як понад половина держав блоку, включно з Німеччиною, Італією та Чехією, закликали відкласти його застосування через побоювання щодо постачання енергоносіїв. Reuters також зазначає, що жодна країна ЄС поки не створила орган верифікації для контролю виконання законодавства.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.