Reuters 5 жовтня повідомило, що експортери з Перської затоки приблизно протягом половини вересня вивозили нафту на рівнях, вищих за довоєнні. Водночас атаки на танкери й логістичні обмеження залишають невизначеність для стабільності потоків через Ормузьку протоку — ключовий маршрут для енергетичних вантажів.

Фізичні потоки через Ормуз частково відновилися, але ризик для судноплавства залишається фактором нестабільності енергетичної логістики.

За попередніми даними Kpler, які цитує Reuters, семиденна ковзна середня експорту сирої нафти з регіону становила 18,3 млн барелів на добу 30 вересня. У вересні обсяги перевищували довоєнні рівні протягом 14 днів. До цього показника входили вантажі, що проходили через Ормуз, Червоне море, термінали та перевалки судно-судно в Оманській затоці.

Reuters зазначає, що експорт сирої нафти з регіону в середньому становив близько 18 млн барелів на добу протягом 12 місяців до початку американо-ізраїльської війни з Іраном. Нинішнє зростання, за даними Kpler, було зумовлене насамперед збільшенням відвантажень Саудівської Аравії як із Червоного моря, так і з Перської затоки після атаки 10 вересня на трубопровід East-West.

Судноплавні ризики залишаються значними. За інформацією Marisks, яку наводить Reuters, судна в Ормузькій протоці стикаються з «підвищеною та дедалі більш непередбачуваною кінетичною загрозою» на тлі різкого збільшення трафіку. Marisks повідомила про щонайменше сім інцидентів за попередній тиждень.

Reuters пише, що танкер VLCC Kazimah III був уражений 1 жовтня невідомим снарядом у протоці, що спричинило пожежу на борту. 4 жовтня танкер Aframax Lipsi під прапором Ліберії був уражений невідомим снарядом під час транзиту на північний схід від Jazirat Um Al Fayarin в Омані; пошкодження зазнала машинна зала. Екіпажі обох суден, за даними Marisks, були в безпеці, жертв не повідомлялося.

«Більша частина цього місячного зростання у вересні припадає на Саудівську Аравію, яка нарощує експорт, щоб повернути частку ринку в інших близькосхідних країн», — заявив Ксав’є Тан, старший ринковий аналітик.

Reuters також повідомило, що вантажі скрапленого природного газу, які виходили через Ормузьку протоку, у вересні зросли до найвищого рівня з лютого. До початку війни протока зазвичай обслуговувала близько 125 великих комерційних суден на день, включно з танкерами, газовозами, балкерами й контейнеровозами, та припадала приблизно на 20% світового постачання сирої нафти й LNG.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Структурно високі ціни на енергію перетворюються для Європейського Союзу з проблеми вартості на ризик скорочення промислової бази. У 2025 році кінцеві ціни на електроенергію для енергоємних галузей ЄС у середньому були більш як удвічі вищими, ніж у США, і майже на 50% перевищували китайські.

Від проблеми мереж ЄС переходить до проблеми самої енергетичної моделі

Автори матеріалу порівнюють два виступи голови Єврокомісії Урсули фон дер Ляєн — 16 вересня 2025 року та 16 вересня 2026 року. За рік акцент змістився: якщо раніше високу вартість енергії пояснювали переважно імпортною залежністю, недостатньою інтеграцією мереж і браком інтерконекторів, то тепер ідеться про структурний розрив із глобальними конкурентами.

У 2025 році понад 70% електроенергії ЄС уже вироблялося з низьковуглецевих джерел, а скорочення використання викопного палива, за наведеними даними, дало змогу заощадити €60 млрд за рік. Водночас у деяких країнах-членах електроенергія була утричі дорожчою, ніж в інших.

ЄС визначив вісім критичних напрямів розвитку енергетичної інфраструктури

• два електричні переходи через Піренеї для кращого з’єднання Піренейського півострова з Францією;
• морський інтерконектор для підключення Кіпру до континентальної європейської мережі;
• посилення електричних зв’язків із країнами Балтії;
• забезпечення реверсного потоку Трансбалканським газопроводом;
• створення енергетичного острова Борнгольм;
• підвищення цінової стабільності та енергетичної безпеки Південно-Східної Європи;
• створення Південного водневого коридору;
• створення Південно-Західного водневого коридору від Португалії до Німеччини.

Ормузька криза додала Європі €90 млрд витрат

За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, у 2025 році електроенергія для енергоємних виробництв ЄС коштувала більш як удвічі дорожче, ніж у США, і майже на 50% дорожче, ніж у Китаї.

Після російського енергетичного шоку новим фактором стала закритість Ормузької протоки. За наведеними в матеріалі даними, це збільшило витрати Європи на імпортоване викопне паливо на €90 млрд без отримання додаткового обсягу енергії.

ЄС планує подвоїти частку електроенергії до 2040 року. За оцінкою Єврокомісії, це може скоротити щорічні витрати на імпорт палива приблизно на €260 млрд.

Торговельний дефіцит із Китаєм наблизився до €1 млрд на день

У матеріалі структурно високі енергетичні витрати пов’язуються з ширшою проблемою конкурентоспроможності. Торговельний дефіцит ЄС із Китаєм становить приблизно €1 млрд на день, а так званий «другий китайський шок», за оцінкою авторів, уже створює ризики для промислових центрів Європи.

Ланцюг ризику описується так: зовнішня енергетична залежність → структурно високі витрати на енергію → висока собівартість → втрата цінової конкурентоспроможності → посилення зовнішнього промислового тиску → скорочення промислової бази.

Китай у липні отримував значні обсяги російських енергоносіїв

У липні 2026 року Китай залишався найбільшим покупцем російських викопних енергоносіїв: на нього припадало 43% експортних доходів до російського бюджету від п’яти найбільших країн-покупців — близько €7,7 млрд за місяць.

У 2025 році СПГ проєкту Arctic LNG 2 пропонували китайським покупцям зі знижками, які, за даними Reuters, сягали 30–40% ринкової вартості. Автори застерігають, що цей приклад не можна автоматично поширювати на весь російський енергетичний експорт або всю китайську промисловість.

Енергетична залежність може переходити у «втілену» форму

Автори вводять поняття «втіленої енергетичної залежності». Йдеться про ситуацію, коли російські енергоносії безпосередньо не імпортуються до ЄС, але використовуються для виробництва в третіх країнах металів, алюмінію, хімічної продукції, добрив, цементу та інших енергоємних товарів, які потім постачаються на європейський ринок.

Механізм транскордонного вуглецевого коригування, остаточний режим якого діє з 1 січня 2026 року, враховує викиди, втілені в імпортованих товарах, але не визначає географічне походження нафти, газу, вугілля або електроенергії, використаних для їх виробництва.

Енергетична незалежність не гарантує конкурентоспроможності

Головна дилема, сформульована в матеріалі, полягає в тому, чи зможе європейська промисловість отримувати енергію за ціною, яка дозволить зберегти виробництво всередині ЄС. Якщо ні, скорочення прямої залежності від імпортованого палива може супроводжуватися зростанням залежності від імпортованої промислової продукції.

Проблема посилюється цифровізацією, розвитком штучного інтелекту, центрів обробки даних та електрифікацією, які передбачають подальше збільшення попиту на електроенергію. За висновком авторів, якщо енергія в ЄС залишатиметься структурно дорожчою, ніж у основних конкурентів, загроза деіндустріалізації може стати однією з ключових економічних дилем Європи.

Джерело: Terminal. За матеріалами: ZN.UA

Вставленный текст

Торговельне перемир’я спливає 10 листопада

Це буде друга зустріч Трампа і Сі за рік після травневого візиту Трампа до Пекіна та перший візит Сі до Білого дому з 2015 року. Підготовчі переговори вже розпочалися в Нью-Йорку за участю міністра фінансів США Скотта Бессента, торгового представника Джеймісона Гріра та віцепрем’єра Китаю Хе Ліфена.

Річне перемир’я, укладене сторонами в Пусані 30 жовтня 2025 року, завершується 10 листопада. Тоді США знизили так зване «фентанілове» мито на китайські товари до 10% і призупинили ще 10% взаємних мит. Китай відклав обмеження на експорт рідкісноземельних металів і пообіцяв купувати 25 млн тонн американської сої щороку до 2028 року. США також на рік призупинили частину розширених експортних обмежень щодо пов’язаних із Китаєм компаній.

Якщо домовленості не продовжать, одночасно можуть повернутися вищі американські мита, китайські обмеження на рідкісноземельні метали та американські експортні обмеження.

Тривалість продовження стане ключовим сигналом

За даними NPR, ще до травневого саміту Пекін пропонував продовжити перемир’я до січня 2029 року, але Вашингтон погодився лише на шість місяців. Скотт Кеннеді з CSIS очікує компромісу приблизно на один рік.

У наданому аналізі річне продовження розглядається як варіант, що дає компаніям горизонт для планування, тоді як шестимісячне зберігає значно більшу невизначеність.

Рідкісноземельні метали залишаються одним із головних важелів Китаю

Китай контролює близько 90% перероблення магнітних рідкісноземельних матеріалів. США заявляють про недостатнє постачання магнітів і вважають різке обмеження постачання рідкісноземельних матеріалів до Японії порушенням перемир’я.

Одним із практичних результатів саміту можуть стати конкретні ліцензії та створення робочої групи з критичних мінералів. Саме конкретні механізми, а не загальні заяви, визначатимуть реальний ефект домовленостей.

Доступ до чипів впливає на інвестиції китайських технологічних компаній

У травні США дозволили приблизно десяти китайським компаніям, серед яких Alibaba, Tencent, ByteDance і JD.com, купувати чипи Nvidia H200. Водночас Пекін закликав китайські компанії надавати пріоритет вітчизняним процесорам.

На вечері у Білому домі очікується присутність Дженсена Хуанга та Сема Альтмана. Будь-які нові домовленості щодо доступу до чипів безпосередньо впливатимуть на інвестиційні плани китайських інтернет-компаній у сфері штучного інтелекту.

Нафта і СПГ можуть увійти до пакета торговельних поступок

За даними Bloomberg, зниження мит на енергоносії може стати частиною пакета взаємних тарифних поступок на $30 млрд, який обговорювали після травневого саміту, але не реалізували.

Китай запровадив мита у розмірі 10-15% на американську нафту та газ, після чого імпорт припинився. У 2020-2024 роках його обсяг становив $7,5-12 млрд на рік.

Окремо Китай у травні вже обіцяв додатково закуповувати американську сільськогосподарську продукцію на $17 млрд на рік понад закупівлі сої. Тому для оцінки можливих нових домовленостей важливо відокремлювати додатковий попит від повторення раніше оголошених зобов’язань.

Ключові дати — 24 вересня, 9 та 10 листопада

• 24 вересня — саміт Трампа і Сі у Вашингтоні;
• 9 листопада — завершення призупинення американських портових зборів для китайських суден;
• 10 листопада — завершення Пусанського перемир’я щодо мит, рідкісноземельних металів та експортних обмежень.

У наданому аналізі базовим сценарієм названо продовження перемир’я приблизно на рік, пакет закупівель і можливе створення робочої групи з критичних мінералів. Водночас коротке продовження або зрив переговорів оцінюються як більш негативний сценарій для ринків, ніж позитивний ефект від очікуваної угоди.

Джерело: Terminal. За матеріалами: tenizcap.kz

Світовий рахунок за імпорт нафти, пального та скрапленого природного газу за шість місяців із березня до серпня зріс на оцінені $330 млрд. Найбільшу частку додаткових витрат сформувала сира нафта, а найбільший фінансовий удар серед регіонів отримав Європейський Союз.

CREA оцінив додаткові витрати імпортерів після перебоїв у Перській затоці

За даними фінського кліматичного аналітичного центру Centre for Research on Energy and Clean Air, війна між США, Ізраїлем та Іраном збільшила світовий рахунок за імпорт нафти й газу на суму до $330 млрд за шість місяців між березнем і серпнем.

Оцінка CREA порівнює фактичні платежі за імпорт нафти, пального та LNG — скрапленого природного газу — з тим, що аналітики прогнозували для цього періоду до початку війни. Перебої у Перській затоці в матеріалі названо найбільшими з часів війни в Перській затоці 1990 року.

Сира нафта дала майже половину приросту витрат

Найбільша частина додаткового імпортного рахунку припала на сиру нафту — $164,1 млрд із загальної суми. Другу позицію зайняли дизель і газойль із $73,8 млрд додаткових витрат. Бензин додав $35,7 млрд, скраплений природний газ — $38 млрд, а реактивне пальне — $20 млрд.

Європейський Союз за шість місяців між березнем і серпнем заплатив за імпорт енергоносіїв на $78 млрд більше, ніж очікували аналітики. У матеріалі це пояснюється високою залежністю ЄС від імпортної нафти й газу, зокрема американської сирої нафти та LNG, санкціями проти російських вуглеводнів і відсутністю значного власного видобутку нафти або газу.

Наступним за масштабом додаткових витрат був Китай, який за шість місяців до серпня заплатив на $35 млрд більше. Китай названо найбільшим у світі імпортером сирої нафти та LNG. Водночас після зростання цін країна різко скоротила імпорт і використовувала великі запаси, які на початок року оцінювалися у 1-1,4 млрд барелів.

Індія отримала третій за силою фінансовий удар і заплатила на $22 млрд більше за енергетичний імпорт за розглянутий період. У матеріалі це пов’язано з високою залежністю країни від імпорту нафти й газу, зокрема нафти з Близького Сходу, що зробило її вразливою до перебоїв після закриття Іраном Ормузької протоки.

Вищі ціни вже скоротили попит на пальне

CREA зазначив, що війна та зростання цін обмежили попит на паливні товари. Розрахунки додаткового імпортного рахунку відображають те, що країни та регіони фактично купили, а не ті обсяги, які вони могли б придбати без війни наприкінці лютого.

Тиск на імпортерів може зберігатися. За шість місяців до серпня середня ціна LNG в Азії була приблизно на 75% вищою за довоєнні очікування аналітиків. У Європі ціна скрапленого газу була на 60% вищою за довоєнні очікування. У матеріалі зазначено, що ціни можуть залишатися на поточних рівнях або піднятися ще вище, оскільки ЄС стикається з потенційним дефіцитом газу без початку закупівель на зиму, а азійським країнам також потрібно накопичувати запаси до холодних місяців.

Пошкоджені НПЗ утримують ринок пального напруженим

Ціни на нафту залишаються значно вищими за довоєнні рівні, але найсильніше подорожчали палива. У матеріалі зазначено, що вони можуть залишатися набагато дорожчими, ніж були до березня.

Міжнародне енергетичне агентство раніше цього року оцінювало, що до п’ятої частини нафтопереробних потужностей на Близькому Сході, загалом близько 9,6 млн барелів на добу, було виведено з роботи через бойові дії. Разом із пошкодженнями НПЗ у росії від українських ударів безпілотниками це різко обмежило світові потужності перероблення, а отже й виробництво пального.

«Паливний дефіцит, ймовірно, переживе війну, коли б вона не завершилася, означаючи вищі енергетичні рахунки для імпортерів на довший період», — йдеться у матеріалі.

Низьковуглецеві джерела зекономили імпортерам $36 млрд

За оцінкою CREA, вітрова й сонячна енергетика разом з іншими низьковуглецевими джерелами зекономили імпортерам загалом $36 млрд за шість місяців із березня до серпня. У матеріалі зазначено, що це менше за додатковий імпортний рахунок, але краще, ніж повна відсутність економії.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com

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.

Попри значно більші перебої у глобальному постачанні нафти й газу під час війни в Ірані, реакція цін виявилася стриманішою, ніж могли б передбачати історичні залежності. У блозі Європейського центрального банку це пояснюють сильнішими ринковими буферами, нижчим попитом, вищими запасами та слабшою конкуренцією за вантажі скрапленого природного газу.

Більший шок не дав пропорційно більшого стрибка цін

У блозі ЄЦБ від 27 липня 2026 року Леа Демут, Ана-Сімона Ману та Артур Сталла-Бурдільйон порівняли два енергетичні шоки: вторгнення росії в Україну у 2022 році та війну в Ірані у 2026 році.

За наведеними даними, військові удари між США, Ізраїлем та Іраном наприкінці лютого 2026 року призвели до закриття Ормузької протоки. Це перервало транзит близько 20 млн барелів на добу, або приблизно однієї п’ятої світового постачання нафти.

З урахуванням часткового перенаправлення потоків через трубопровідні мережі Саудівської Аравії та ОАЕ середня втрата постачання оцінена приблизно у 14 млн барелів на добу, тобто 14% світового постачання нафти. Для порівняння, війна в Україні скоротила нафтове постачання приблизно на 1 млн барелів на добу, або 1% світового видобутку.

Нафта подорожчала менше, ніж передбачав масштаб перебоїв

Автори зазначають, що за історичними стандартами перебій такого масштабу міг би підштовхнути ціни на нафту вгору до 105%. Однак на початку червня ціни становили близько 94 доларів США за барель, що лише на 29% вище доконфліктного рівня, після відкату від пікового зростання більш ніж на 50%.

Після вторгнення росії в Україну нафтові ціни на піку зросли приблизно на 30%, хоча масштаб фізичного шоку тоді був значно меншим. Це зростання також було короткочасним, а до серпня 2022 року ціни стабілізувалися на нижчих рівнях.

Ринок ф’ючерсів на нафту, тобто контрактів на постачання у майбутньому, також показав стриманішу реакцію порівняно з масштабом шоку. Підвищення було зосереджене переважно у короткострокових контрактах. Це вказує, що у 2026 році інвестори надавали більшої ваги негайній доступності нафти, ніж у 2022 році.

Чому нафтовий ринок витримав удар

ЄЦБ виділяє кілька чинників, які пом’якшили реакцію цін:

• нафтовий ринок увійшов у конфлікт із профіцитом постачання близько 2,5 млн барелів на добу, тоді як перед війною в Україні дефіцит становив близько 1 млн барелів на добу;
• запаси були вищими, ніж у 2022 році, зокрема в країнах ОЕСР і Китаї;
• китайські запаси, за оцінкою, зросли з 92 днів імпортного покриття у 2023 році до близько 115 днів на початку 2026 року;
• Міжнародне енергетичне агентство знизило прогноз світового попиту на нафту на другий квартал 2026 року на 3 млн барелів на добу порівняно із січневим прогнозом;
• IEA наразі прогнозує річне скорочення попиту приблизно на 2%;
• координоване вивільнення стратегічних запасів нафти IEA становило 400 млн барелів, що суттєво більше за 182 млн барелів у 2022 році.

Газовий ринок: схожий масштаб шоку, слабша реакція цін

На газовому ринку обидва конфлікти дали втрати постачання приблизно на рівні 9% сукупного попиту Азії та Європи. Але характер шоку був різним. Війна в Ірані вдарила по глобальному ринку LNG, тобто скрапленого природного газу. Через Ормузьку протоку проходить 20% світового постачання LNG, або близько 110 млрд куб. м на рік.

Натомість війна в Україні переважно вдарила по трубопровідному газу, а її ефект був найбільш концентрованим у Європі: російський експорт до регіону у 2022 році скоротився на 126 млрд куб. м.

На початку червня ціни на європейському газовому хабі Title Transfer Facility, або TTF, зросли на 53% — до 49 євро за мегават-годину. Водночас оцінки на основі історичних даних вказували на можливе зростання приблизно на 81%, що близько до 79% підвищення під час війни в Україні.

Ф’ючерси на газ також відреагували слабше. Однорічні та дворічні контракти під час війни в Ірані зросли на 12% і 2% відповідно. Під час війни в Україні аналогічні контракти підвищилися на 38% і 74%.

Менша конкуренція за LNG стримала ціни

На початку 2026 року ціни TTF перебували в діапазоні 28–40 євро за мегават-годину. Перед вторгненням росії в Україну в лютому 2022 року вони вже становили 80–90 євро за мегават-годину, а європейський ринок значною мірою залежав від російського трубопровідного газу.

ЄЦБ також вказує на слабшу конкуренцію з Азією за LNG у 2026 році. У 2022 році Європа агресивно конкурувала за вантажі, зокрема на тлі слабкої гідро- та атомної генерації. У березні 2026 року спред між азійським LNG-бенчмарком JKM і європейським TTF став позитивним, створюючи стимули перенаправляти вантажі до Азії. Але його менший масштаб свідчив про менш агресивні закупівлі з боку Азії.

Порівняння двох криз показує: сам розмір перебоїв у постачанні не визначає автоматично масштаб цінової реакції. Важливими є початковий стан ринку, запаси, гнучкість попиту та очікування щодо тривалості конфлікту.

Очікування швидкого завершення конфлікту, сильніші докризові умови на нафтовому й газовому ринках та більша гнучкість азійського попиту поки стримували вплив на енергетичні ціни. Водночас ситуація в Ормузькій протоці й на глобальних енергетичних ринках залишається волатильною, особливо після нового зростання цін, спричиненого відновленням ударів між США та Іраном у липні.

Джерело: Terminal. ECB

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

Reuters повідомило 8 липня, що щонайменше чотири танкери з нафтою або газом відмовилися від спроби пройти Ормузьку протоку. Серед них — три порожні катарські СПГ-танкери, які прямували до Ras Laffan для завантаження, та індійський VLCC Lila Vadinar з 2 млн барелів кувейтської нафти.

Нові ризики для судноплавства в Ормузькій протоці можуть ускладнити рух енергетичних вантажів

За даними Reuters, танкери Al Ghariya, Duhail і Al Ruwais, контрольовані QatarEnergy, змінили курс пізно ввечері 7 липня. Вони були порожніми та прямували до катарського термінала Ras Laffan для завантаження скрапленого природного газу. Індійський VLCC Lila Vadinar, який наприкінці попереднього тижня завантажив 2 млн барелів кувейтської нафти, 8 липня розвернувся біля узбережжя Оману.

Reuters зазначає, що зміна маршрутів відбулася після пошкодження катарського СПГ-танкера та саудівського нафтового танкера поблизу протоки. Після цього морські органи підвищили рівень загрози до «severe», тобто тяжкого або серйозного рівня ризику.

З початку конфлікту наприкінці лютого через Ормузьку протоку вийшли щонайменше 16 вантажів СПГ з Ras Laffan і 10 вантажів з термінала ADNOC Das Island. Reuters порівнює це з типовим середнім місячним обсягом близько 7 млн метричних тонн, який зазвичай відвантажували з обох хабів.

На початку липня черга баластних суден, що чекали на Ras Laffan, перевищувала 10 суден. За даними Vortexa, понад 50 баластних суден, контрольованих QatarEnergy або ADNOC, перебували в районі Перської затоки, Індії та Малаккської протоки, а частина з них вимкнула транспондери більш ніж на 10 днів.

Того ж дня з протоки вийшли три танкери, які раніше залишалися заблокованими: Mercury Hope з 2 млн барелів еміратської нафти, Tenjun з 2 млн барелів катарської нафти та Pertamina Pride з 2 млн барелів саудівської нафти. За повідомленням Reuters, транспондер Pertamina Pride був вимкнений.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

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.