Після закриття Ормузької протоки приблизно 25 країн із березня запровадили структурні заходи для прискорення електрифікації. На COP31 у Туреччині планують запропонувати країнам орієнтир: до 2035 року забезпечувати електроенергією 35% світового попиту на енергію проти нинішніх 23%.

Електрифікація стає центральною темою COP31

31-ша щорічна кліматична конференція ООН має відбутися у Туреччині в листопаді. Однією з центральних цілей стане збільшення частки електроенергії у світовому енергоспоживанні до 35% у 2035 році.

Нині електроенергія забезпечує 23% глобального попиту на енергію. У матеріалі зазначається, що досягнення 35% вважається можливим за умови прискореного масштабування технологій електрифікації та відповідної державної політики.

Закриття Ормузу прибрало з ринку 18 млн барелів на добу

Після початку військової операції США та Ізраїлю проти Ірану у лютому Іран закрив Ормузьку протоку. Через цей маршрут до того проходила приблизно п’ята частина світової торгівлі нафтою та газом.

За наведеними в матеріалі даними, фактичне зникнення з глобального ринку 18 млн барелів на добу спричинило масштабний енергетичний шок, особливо для країн, що розвиваються, мають обмежені фінансові ресурси та значною мірою залежать від імпорту енергоносіїв.

Саме це, за оцінкою авторки, змусило низку держав різко переглянути підхід до енергетичної безпеки та прискорити розвиток внутрішніх джерел електроенергії.

Близько 25 країн запровадили структурні заходи

За даними ABC News, із березня приблизно 25 країн ухвалили структурні політики, спрямовані на прискорення електрифікації.

У матеріалі зазначається, що низка економік, які розвиваються, а також деякі з найбідніших країн уже випереджають США за окремими показниками розвитку чистої енергетики та електрифікації.

Серед країн, які за останні роки випередили США у своїх енергетичних переходах, названі Бразилія, Чилі, Сальвадор, Марокко, Кенія та Намібія.

63% ринків, що розвиваються, мали вищу частку сонячної генерації, ніж США

За даними Yale 360, наприкінці 2025 року 63% ринків, що розвиваються, в Африці, Азії та Латинській Америці отримували більшу частку електроенергії із сонячної генерації, ніж США.

Окремо в матеріалі виділено Пакистан, де відбувається один із найшвидших переходів до чистої енергетики у світі та, можливо, найшвидше нарощування сонячних потужностей.

Енергетична безпека змінює логіку переходу

У матеріалі наголошується, що прискорення відновлюваної енергетики дедалі більше пов’язане не лише з кліматичними цілями, а й з енергетичною безпекою.

«Вітер і сонце неможливо піддати ембарго, блокувати або відключити рішенням іноземної держави. Кожна терават-година внутрішньої відновлюваної генерації — це терават-година, яку жоден противник не може використати як зброю», — зазначив Девід Фрайкман, генеральний партнер Norrsken.

Авторка також вказує, що відновлювана енергетика стала достатньо дешевою, щоб її подальше поширення визначалося не лише кліматичною політикою, а й економікою та питаннями національної стійкості.

Головним обмеженням стають електромережі

Стрімке зростання відновлюваної генерації створило нове вузьке місце — недостатню пропускну здатність електромереж і брак нової інфраструктури передачі.

За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, до 2040 року світу знадобиться понад 80 млн км нових або модернізованих електромереж. Фактично це означає необхідність подвоїти нинішню глобальну мережеву інфраструктуру протягом наступних 15 років.

У Південно-Східній Азії до 60% проєктів були скасовані або відкладені

Наслідки недостатнього розвитку мереж уже проявляються у Південно-Східній Азії — одному з регіонів, які найбільше постраждали від закриття Ормузької протоки.

За даними Bain & Company і Standard Chartered, у 2021–2025 роках у В’єтнамі, Таїланді та Індонезії було скасовано або відкладено від 50% до 60% запланованих проєктів у сфері відновлюваної енергетики.

Зростання електромобілів і ВДЕ потребує швидшого розвитку мереж

«Той факт, що ми маємо рекордне зростання відновлюваної енергетики і рекордні показники продажів електромобілів, означає, що ми повинні швидше розбудовувати мережі», — заявила професорка енергетичної та кліматичної політики Оксфордського університету Ян Розенов.

«Це не показник того, що перехід зазнає невдачі. Ми можемо побудувати більшу мережу. Питання в тому, наскільки швидко ми зможемо це зробити».

Таким чином, головним обмеженням для подальшої електрифікації стає вже не доступність самих технологій, а швидкість розвитку електромереж, інфраструктури передачі та підключення нових потужностей.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com

Індонезія планує швидко нарощувати системи акумуляторного накопичення енергії BESS на тлі зростання попиту на електроенергію майже з 500 ТВт·год у 2025 році до близько 800 ТВт·год у 2035 році. За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, реалізація запланованого портфеля BESS потребуватиме близько $5 млрд інвестицій.

Головною проблемою є не нестача капіталу, а відсутність достатньої кількості придатних для фінансування проєктів

Державний енергетичний план RUPTL 2025-2034 передбачає введення 69 ГВт нових енергетичних потужностей, зокрема 6 ГВт автономних систем накопичення та 3,6 ГВт гібридних комплексів сонячної генерації з BESS.

Низьковуглецеві технології у 2025 році становлять менш як 10% встановленої потужності PLN, але на них припадає три п’ятих запланованого приросту потужностей у RUPTL. Системи BESS мають забезпечувати вирівнювання навантаження, допоміжні послуги, інтеграцію сонячної та вітрової генерації й доступ до низьковуглецевої електроенергії у віддалених регіонах.

МЕА вважає, що основним бар’єром для розвитку BESS є обмежений портфель проєктів, які можуть отримати фінансування, а не дефіцит капіталу. Інвестори зацікавлені в секторі, однак відсутність спеціального регулювання, особливо для автономних BESS, погіршує прогнозованість довгострокових грошових потоків.

Понад 25% майбутніх потужностей мають розвивати приватні виробники

PLN переважно відповідатиме за автономні накопичувачі для підтримки національної мережі, тоді як гібридні сонячні проєкти з BESS здебільшого передаватимуть незалежним виробникам електроенергії.

Із приблизно 6 ГВт автономних BESS майже 90% заплановано в регіонах Суматри, Яви, Мадури та Балі. У першій половині періоду RUPTL третина витрат припадатиме на Калімантан, де планують майже 0,6 ГВт автономних систем для нової столиці Нусантари. У другій половині періоду три п’ятих витрат припадатимуть на Яву, Мадуру та Балі, де PLN планує близько 3,5 ГВт накопичення.

МЕА також зазначає, що заміна дизельної генерації PLN гібридними системами сонячної генерації та BESS може зменшити витрати на імпортне пальне та залежність від коливань його цін.

Сектору потрібно близько $560 млн щороку

Середня потреба в інвестиціях у BESS становитиме майже $560 млн на рік у 2026-2034 роках. Приватний сектор має забезпечити близько $2 млрд.

За розглянутими МЕА структурами фінансування, комерційні кредитори можуть надати приблизно $2,5 млрд, або половину загальної потреби. На державне фінансування припадає близько $2,3 млрд, а міжнародне публічне фінансування — близько $275 млн.

Окремо МЕА оцінює потребу у грантах і пільгових кредитах міжнародних та внутрішніх державних фінансових установ приблизно у $460 млн — майже 10% загальних інвестицій. Для перших автономних BESS заміна комерційного боргу пільговим фінансуванням може знизити необхідні платежі за доступність потужності приблизно на 6%.

Вартість капіталу для BESS сягає 9-11%

Регуляторна невизначеність і дозвільні процедури є головними чинниками вартості капіталу для BESS в Індонезії. За даними МЕА, середньозважена вартість капіталу для таких проєктів перебуває в діапазоні 9-11%.

Для гібридних установок уже створено початкову нормативну основу, яка дозволяє незалежним виробникам повертати витрати на генерацію та накопичення через договори купівлі електроенергії з PLN. Для автономних BESS відсутність аналогічного регулювання залишається найбільшою перешкодою для фінансування.

МЕА оцінює, що автономним BESS для забезпечення необхідної комерційної дохідності потрібні стабільні платежі за потужність на рівні $111-297 за кВт на рік. Додавання накопичувачів до сонячних проєктів підвищує ціну договорів купівлі електроенергії приблизно на $8-18 за МВт·год залежно від регіону.

МЕА пропонує починати з пілотних проєктів і поступово відмовлятися від пільгового капіталу

Серед ключових заходів агентство називає уточнення правил оплати послуг BESS, стандартизацію договорів, визначення ролі накопичувачів у мережі, підтримку перших автономних і гібридних проєктів, а також запуск демонстраційних установок у регіонах із найбільшою потребою в накопиченні.

Пільгові кредити, гарантії, субординований борг і гранти мають використовуватися для конкретних ризиків перших проєктів, але з чіткою стратегією подальшого виходу. МЕА наголошує, що пільгове фінансування не повинно замінювати створення довгострокового регуляторного середовища.

Джерело: Terminal. За матеріалами: International Energy Agency, Financing Battery Energy Storage Systems in Indonesia.

Сонячна генерація більше не потребує більшого початкового капіталу, ніж вугільна або газова електростанція для виробництва такого самого річного обсягу електроенергії. За даними аналізу Ember, десятиліття тому перевага викопної генерації за стартовими витратами могла сягати п’ятикратного розриву, але тепер цей аргумент майже зник.

Сонце почало конкурувати з викопною генерацією ще до купівлі першої тонни вугілля або кубометра газу

Протягом багатьох років економічний аргумент на користь сонячної енергетики мав слабке місце: вона не потребувала витрат на паливо, мала низькі операційні витрати й могла виробляти дешевшу електроенергію протягом життєвого циклу проєкту, але вимагала значних витрат на старті.

Для багатих країн із глибокими ринками капіталу це було керованою проблемою. Для економік, що розвиваються, з високими відсотковими ставками, обмеженими бюджетами та конкуренцією за інфраструктурні інвестиції саме стартова вартість часто визначала, яку генерацію будуватимуть.

За новим аналізом Ember, сонячна електростанція тепер може вимагати менших початкових інвестицій, ніж вугільна або газова станція для такого самого обсягу виробленої електроенергії. Десять років тому сонячна генерація могла потребувати до п’яти разів більше капіталу.

Викопна генерація втратила фінансову перевагу стартових витрат

Порівняння енерготехнологій часто спотворюється через номінальну потужність: 1 МВт сонячної генерації не виробляє такий самий річний обсяг електроенергії, як 1 МВт газової станції, оскільки сонце не світить безперервно. Тому Ember порівнює не встановлену потужність, а капітал, потрібний для виробництва однакової кількості електроенергії.

Саме це є економічно коректним підходом. У минулому сонячна енергетика потребувала значно більшої встановленої потужності для такого самого річного виробництва, а сонячні модулі були набагато дорожчими. Це створювало простий аргумент на користь викопного палива: побудувати дешевшу станцію зараз, а паливо купувати пізніше.

Масове виробництво зруйнувало цей аргумент. За даними IRENA, повна встановлена вартість сонячної фотоелектричної генерації з 2010 року знизилася на 87%. Виробництво модулів стало масштабним стандартизованим промисловим процесом, ефективність зросла, ланцюги постачання розширилися, а досвід монтажу накопичився майже на всіх великих ринках.

Профіль витрат сонячної генерації не змінився: вона все ще потребує більшості витрат на початку. Але змінилася сама сума потрібного капіталу.

Найбільший ефект може проявитися за межами багатих економік

Для країн, які імпортують викопне паливо, різниця має стратегічне значення. Газова станція може виглядати доступною в день введення в експлуатацію, але кожна вироблена мегават-година створює нову закупівлю палива. Сонячна генерація фактично наперед оплачує значну частину енергопостачання на наступні 25-30 років.

Це особливо важливо для швидкозростаючих економік, що розвиваються. Вони часто одночасно стикаються зі швидким зростанням попиту на електроенергію, високою вартістю позик і залежністю від імпортного вугілля, нафти або газу.

Раніше це створювало парадокс: сонячна енергетика давала нижчі витрати протягом життєвого циклу та більшу енергетичну незалежність, але країни, які найбільше потребували цих переваг, часто мали найвищу вартість капіталу. Проєкт без паливних витрат міг програти викопній станції, бо інвестори надавали більшої ваги сьогоднішньому фінансуванню, а не завтрашньому імпортному рахунку.

Паритет початкових витрат послаблює цю пастку. Сонячна генерація також є модульною: країні не потрібно одним рішенням фінансувати багатогігаватну станцію. Потужність можна додавати мегаватами, розширювати поетапно та розподіляти між великими проєктами, бізнесом і домогосподарствами.

Акумулятори додають витрати, але вже не руйнують економіку сонячної генерації

Річний обсяг електроенергії не є тим самим продуктом, що електроенергія на вимогу. Газова станція може виробляти вночі або під час безвітряного тижня, сонячна — ні. Тому коректне системне порівняння має враховувати акумулятори, мережі, міжсистемні з’єднання, гнучкий попит, гідроенергетику, резервну генерацію та, в окремих регіонах, довготривале зберігання.

Ці витрати реальні. Але премія за гнучкість також швидко знижується. За оцінкою IRENA, вартість акумуляторного зберігання з 2010 року впала на 93%. Остання оцінка IRENA визначає вартість керованої сонячної генерації з акумуляторами приблизно на рівні $54-82 за МВт·год у регіонах із високою інсоляцією.

Для порівняння, нова вугільна генерація в Китаї оцінюється у $70-85 за МВт·год, а нові газові потужності у світі — більш ніж у $100 за МВт·год. IRENA очікує, що вартість керованої сонячної генерації до 2030 року знизиться ще на 30%.

Це не означає, що чотиригодинна батарея може провести всю енергосистему через будь-який сезонний дефіцит. Також це не означає, що однакові економічні умови діють у Стокгольмі та Абу-Дабі. Системні витрати зростають зі збільшенням частки відновлюваної генерації, залежно від місцевого профілю попиту та потрібної тривалості гнучкості.

Викопна генерація також має системні витрати

У матеріалі наголошується, що відновлювані джерела часто змушують враховувати кожен кабель, акумулятор і резервну станцію, тоді як викопну генерацію порівнюють лише на рівні електростанції. Це не є нейтральним порівнянням.

Газові станції потребують трубопроводів, імпортних терміналів, сховищ і паливних контрактів. Вугільна генерація потребує шахт, залізниць, портів і запасів. Обидві технології залежать від цінової волатильності сировини та перебоїв у постачанні.

Є також стратегічна різниця між інфраструктурою та паливом. Акумулятор, лінія електропередачі або сонячна панель можуть надавати послуги роками. Імпортований газ зникає в момент спалювання, після чого його потрібно купувати знову.

Дискусія про сонячну енергетику змінилася

Сонячна генерація не розв’язала всіх системних проблем: енергоперехід і надалі потребує мереж, гнучкості та кращого фінансування. Водночас викопна генерація втратила один із останніх простих економічних аргументів.

«Викопна енергетика втратила один зі своїх останніх простих економічних захистів: її вже не обов’язково дешевше будувати сьогодні й платити за завтра», — йдеться у матеріалі.

Майбутня енергосистема не буде лише сонячною генерацією з одним величезним акумулятором. Вона складатиметься з портфеля: дешевої сонячної та вітрової генерації, акумуляторів для добового перенесення енергії, сильніших мереж, гнучкого споживання, гідроенергетики та інших керованих низьковуглецевих джерел, де вони доступні, а також обмеженого теплового резерву на випадок дефіцитів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com

Індонезія планує 1 липня 2026 року запустити мандат B50 — суміш 50% біодизелю на основі пальмової олії та 50% звичайного дизельного пального. Міністр енергетики Бахліл Лахадалія заявив 18 червня, що випробування пального дали позитивні результати.

Новий мандат має зменшити імпорт дизельного пального після перебоїв постачання нафти

Індонезія у березні відновила план підвищити частку біодизелю до 50% з нинішніх 40%. Це рішення ухвалювали на тлі перебоїв постачання нафти після атак США та Ізраїлю по Ірану.

«Випробування були проведені командою Міністерства енергетики, і результати є обнадійливими… Запуск впровадження B50 відбудеться 1 липня 2026 року», — сказав Бахліл Лахадалія журналістам.

«Таким чином ми скоротимо або навіть припинимо імпорт дизельного пального, особливо газойлю з цетановим числом 48», — додав він.

Економія на імпорті може перевищити сценарій збереження B40

Біодизельний мандат на 2026 рік передбачає використання B40 у перші шість місяців і B50 з липня до грудня. За оцінкою Міністерства енергетики, така схема дасть Індонезії близько 157,28 трлн рупій, або S$11,1 млрд, економії на імпортних витратах.

Для порівняння, збереження схеми B40 протягом усього року оцінювалося б у 139,8 трлн рупій економії.

• B40 — суміш із 40% біодизелю та 60% звичайного дизельного пального;
• B50 — суміш із 50% біодизелю на основі пальмової олії та 50% звичайного дизельного пального;
• запуск B50 заплановано на 1 липня 2026 року;
• мандат B50 має діяти з липня до грудня 2026 року.

Субсидії на біодизель можуть бути нижчими за попередній бюджет

На початку 2026 року план B50 був відкладений через фінансові питання. Однак представниця Міністерства енергетики Енія Лістіані Деві, генеральна директорка з відновлюваної енергетики, заявила, що біодизельна субсидія на 2026 рік буде нижчою за попередньо закладений рівень після зростання цін на сиру нафту в останні кілька місяців.

За її словами, субсидії на біодизель знизяться з попередніх 47 трлн рупій до 32 трлн рупій.

Індонезія субсидує біодизельний мандат, використовуючи надходження від збору з експорту пальмової олії. Ці кошти спрямовують на покриття різниці між цінами на газойль і дизельне пальне на основі пальмової олії.

Пальмова олія стала дешевшою відносно газойлю

Зазвичай пальмова олія продається з премією до газойлю. Однак війна на Близькому Сході підвищила ціни на сиру нафту й зробила пальмову олію дешевшою у відносному вимірі.

Останні парламентські слухання показали, що за період із січня до травня індонезійський плантаційний фонд BPDP, який відповідає за збір з експорту пальмової олії, зібрав 17,4 трлн рупій. Це 64% від річної цілі у 26,84 трлн рупій.

Міністерство готує регулювання та додаткову квоту

Енія Лістіані Деві повідомила, що Міністерство енергетики готує нормативні акти для впровадження B50. Вони включатимуть додаткову квоту біодизелю, необхідну для виконання мандату.

На парламентських слуханнях на початку червня вона прогнозувала, що попит на біодизель на основі пальмової олії у 2026 році може зрости до 17,6 млн кілолітрів для забезпечення мандату B50 у другій половині року. Це вище за попередній розподіл у 15,65 млн кілолітрів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Європейська комісія представила масштабний пакет антикризових заходів у відповідь на загострення конфлікту на Близькому Сході та новий стрибок цін на енергоносії. Брюссель планує посилити контроль над паливними резервами, запровадити моніторинг постачання моторних палив, підтримати населення й бізнес під час цінових піків та прискорити відмову від імпортованих викопних видів палива. Додаткові витрати Європейського Союзу на імпорт енергії вже перевищили 24 млрд євро без отримання додаткових фізичних обсягів енергоносіїв.

Брюссель відповідає на енергетичну кризу новими інструментами контролю та підтримки ринку

Зростання геополітичної напруженості на Близькому Сході вкотре продемонструвало вразливість Європейського Союзу до коливань світових енергетичних ринків. Саме тому Європейська комісія запропонувала комплекс заходів, спрямованих одночасно на посилення енергетичної безпеки, захист споживачів та прискорення переходу до чистої енергетики.

За оцінкою Брюсселя, через подорожчання енергоносіїв країни ЄС вже витратили понад 24 млрд євро додаткових коштів на імпорт енергії, не отримавши при цьому жодних додаткових фізичних обсягів ресурсів. Така ситуація стала наочним підтвердженням залежності Європи від імпортованих викопних видів палива.

«Вибір, який ми робимо сьогодні, визначатиме нашу здатність протистояти нинішнім викликам і майбутнім кризам», — заявила президент Європейської комісії Урсула фон дер Ляєн.

Новий паливний моніторинг Європейського Союзу

Одним із ключових рішень стане створення Європейського обсерваторію пального, який здійснюватиме постійний контроль за ситуацією на ринку транспортних енергоносіїв.

• Моніторинг обсягів виробництва пального.
• Контроль імпорту та експорту енергоносіїв.
• Аналіз рівня комерційних і стратегічних запасів.
• Раннє виявлення ризиків дефіциту постачання.
• Оцінка забезпеченості транспортного сектору паливом.

Особливу увагу приділятимуть таким критично важливим продуктам, як дизельне пальне та авіаційне паливо, які мають стратегічне значення для економіки Європейського Союзу.

Координація резервів газу та нафти

Європейська комісія також пропонує суттєво посилити взаємодію між державами-членами у сфері управління запасами енергоресурсів.

• Координація заповнення підземних сховищ газу.
• Спільне управління нафтовими резервами.
• Можливе використання стратегічних запасів у кризових ситуаціях.
• Підтримання стабільного постачання транспортних палив.

Такий підхід має підвищити стійкість європейського ринку до зовнішніх шоків та мінімізувати ризики перебоїв із постачанням.

Підтримка населення та бізнесу

Пакет заходів передбачає тимчасові інструменти захисту від різких цінових коливань.

• Цільова фінансова підтримка домогосподарств.
• Енергетичні ваучери для найбільш уразливих споживачів.
• Соціальні програми компенсації витрат.
• Тимчасове зниження податків на електроенергію.
• Розширення можливостей державної підтримки окремих секторів економіки.

Для цього Брюссель готовий надати країнам-членам більшу гнучкість у застосуванні правил державної допомоги.

Електрифікація як інструмент енергетичної незалежності

До літа Європейська комісія планує представити окремий план електрифікації економіки.

Документ передбачатиме:

• Прискорене заміщення викопного палива у промисловості.
• Розвиток електрифікованого транспорту.
• Підвищення енергоефективності будівель.
• Модернізацію електричних мереж.
• Нарощування потужностей відновлюваної енергетики.

Фактично Брюссель розглядає електрифікацію як довгострокову відповідь на ризики, пов’язані з імпортом нафти, газу та нафтопродуктів.

Ціна енергетичної незалежності

За оцінкою Європейської комісії, реалізація енергетичного переходу потребуватиме близько 660 млрд євро інвестицій щороку до 2030 року.

Йдеться про мобілізацію як державного, так і приватного капіталу для розвитку енергетичної інфраструктури, відновлюваних джерел енергії та нових технологій.

Запропонований пакет демонструє, що Європейський Союз дедалі більше розглядає енергетичну безпеку не лише як питання постачання ресурсів, а як комплексну політику, що поєднує контроль паливного ринку, захист споживачів, розвиток інфраструктури та прискорення переходу до власних джерел чистої енергії.

Джерело: Terminal

За матеріалами: ECO Portugal

Європа стикається з різким зростанням цін на електроенергію через перебої у глобальних постачаннях нафти й газу, спричинені геополітичним конфліктом навколо Ірану. Найбільш вразливими виявилися країни з високою залежністю від викопного палива, тоді як держави з розвиненою відновлюваною енергетикою демонструють більшу стабільність. Ситуація посилює роль «зеленої» енергетики як фактору цінової стійкості та енергетичної безпеки.

Енергетична криза в Європі: ціновий шок і нова роль відновлюваних джерел

Причини зростання цін: вплив газу як ключового цінового індикатора

• Європейський ринок електроенергії зазнає різкого підвищення цін через перебої у глобальних постачаннях нафти й газу.
• Основний фактор — геополітична напруженість навколо Ірану, яка обмежує доступність енергоресурсів.
• Газ визначає ціну електроенергії у багатьох країнах Європи, тому будь-яке подорожчання газу автоматично підвищує вартість електрики.
• Це пояснюється тим, що газові електростанції часто є «граничними» — тобто саме вони визначають кінцеву ринкову ціну.

Різниця між країнами: залежність від викопного палива проти ВДЕ

• Країни з високою часткою викопного палива стикаються з найбільш різким зростанням оптових цін.
• Натомість держави з розвиненою відновлюваною енергетикою демонструють вищу цінову стабільність.
• Зокрема, регіони з потужною гідроенергетикою змогли утримати відносно стабільні оптові ціни.
• Гідро-, вітрова та сонячна генерація не залежать від імпортованого палива, що знижує ризики цінових коливань.

Структурні проблеми енергосистеми Європи

• Попри розвиток ВДЕ, багато країн все ще використовують газ як балансуюче джерело енергії.
• Це означає, що навіть при значній частці «зеленої» генерації ціни залишаються залежними від газу.
• Країни з диверсифікованим енергобалансом (ВДЕ + атомна енергетика) демонструють більш помірне зростання цін.

Вплив на споживачів і бізнес

• Зростання тарифів на електроенергію поступово відчувають як домогосподарства, так і підприємства.
• Рівень впливу суттєво різниться залежно від:
  • структури енергобалансу країни;
  • державної політики;
  • ступеня залежності від імпортного палива.

Висновки: стратегічні зміни на ринку енергії

• Прискорення переходу до ВДЕ стає ключовим напрямом енергетичної політики Європи.
• Диверсифікація джерел енергії доводить свою ефективність у зниженні цінових ризиків.
• Зменшення залежності від імпортних викопних ресурсів розглядається як фактор економічної стабільності.
• Криза стимулює розвиток:
  • систем зберігання енергії;
  • локальних джерел генерації;
  • стійкої енергетичної інфраструктури.
• Ціноутворення дедалі більше залежить від структури генерації: чим більша частка ВДЕ, тим нижча волатильність цін.

Джерело: Terminal

За матеріалами: The Economic Times Energy

До кінця 2026 року Узбекистан має намір запустити 6770 МВт нових генеруючих потужностей, зокрема сонячні, теплові, вітрові електростанції та системи накопичення енергії. Загальний інвестиційний портфель паливно-енергетичного комплексу країни налічує 133 проєкти на 51,4 млрд доларів. Виробництво електроенергії планується довести до 90 млрд кВт·год — це на 40% більше, ніж у 2020 році.

Енергетична стратегія Узбекистану: цифри, завдання, темпи

Поточний стан і амбіції

Президент Узбекистану Шавкат Мірзійоєв провів нараду щодо реалізації великих енергетичних проєктів, підвищення стійкості енергосистеми та енергоефективності. Обговорення відбулося у форматі критичного аналізу — з акцентом на затягування процедур і необхідність пришвидшення рішень.

• Сумарна встановлена генеруюча потужність країни — 25,8 тис. МВт.
• Із них 8000 МВт (31%) забезпечують сонячні, вітрові та гідроелектростанції.
• У 2026 році виробництво електроенергії планують довести до 90 млрд кВт·год.
• Це на 40% більше, ніж у 2020 році.

КВт·год (кіловат-година) — це одиниця вимірювання обсягу виробленої або спожитої електроенергії. Для розуміння масштабів: 90 млрд кВт·год — це рівень, що відповідає потребам економіки з високими темпами індустріального розвитку.

На тлі економічного зростання та розширення промисловості у 2026 році очікується додаткове зростання споживання електроенергії ще на 1 млрд кВт·год.

Нові потужності: структура генерації

До кінця року планується введення 6770 МВт нових потужностей, зокрема:

• 2800 МВт — сонячна генерація;
• 2500 МВт — теплова генерація;
• 470 МВт — вітрова генерація;
• 68 МВт — гідроенергетика;
• 884 МВт — системи накопичення енергії.

Системи накопичення енергії — це технології, які дозволяють зберігати електроенергію (зокрема від сонячних і вітрових станцій) та використовувати її у пікові години споживання, підвищуючи стабільність енергосистеми.

Інвестиції: масштаб і пріоритети

Інвестиційний портфель паливно-енергетичного комплексу включає 133 проєкти на 51,4 млрд доларів. Водночас окремо виділено 73 стратегічні проєкти загальною вартістю 43 млрд доларів, для яких необхідно виробити системний підхід реалізації.

Міністр енергетики Журабек Мірзамахмудов повідомив, що у 2026 році планується залучити понад 10 млрд доларів іноземних інвестицій.

«Поруч із цим доручено забезпечувати використання якісної та ефективної вітчизняної продукції, розширювати її виробництво та налагодити роботу з новим агентством у цьому напрямку. Також у поточному році поставлено завдання забезпечити використання в енергетичних проєктах місцевої продукції щонайменше на суму, еквівалентну 1 млрд доларів», — зазначив міністр енергетики.

• У 2025 році обсяг місцевої складової в інвестиційних проєктах становив 737 млн доларів.
• У 2026 році поставлено завдання перевищити 1 млрд доларів.

Регіональні проєкти

У 2026 році в Самаркандській області реалізують два великі енергетичні проєкти:

• Будівництво вітрової електростанції потужністю 500 МВт у Булунгурському районі.
• Зведення сонячної електростанції загальною потужністю 1000 МВт (дві черги по 500 МВт) у масиві Сазаган Нурабадського району.

У Бухарській області найближчими роками планують реалізувати ще шість великих проєктів на основі сонячної та вітрової енергетики загальною потужністю понад 3000 МВт на рік.

Проблемні питання

Під час наради було розкритиковано випадки затягування погоджень та процедур виділення земельних ділянок, що призводить до відтермінування запуску нових і розширення чинних проєктів.

• Дано доручення прискорити питання надання земель.
• Окрему увагу приділено зміні категорій земель для енергетичних об’єктів.
• Наголошено на координації між Міністерством енергетики та регіональними органами влади.

Що означає ця стратегія

Енергетична політика Узбекистану демонструє кілька системних акцентів:

• Диверсифікація генерації — поєднання сонячної, вітрової, теплової енергетики та накопичувачів.
• Зростання частки ВДЕ (відновлюваних джерел енергії) — вже 31% встановленої потужності.
• Акцент на локалізацію виробництва — понад 1 млрд доларів місцевої складової у 2026 році.
• Активне залучення іноземного капіталу — понад 10 млрд доларів протягом року.

Таким чином, країна намагається одночасно нарощувати обсяги генерації, підвищувати стійкість енергосистеми та розвивати внутрішній промисловий потенціал.

Джерело: Terminal

За матеріалами: gazeta.uz

Відсутність США на флагманському кліматичному саміті COP30 в Бразилії підкреслила відхід Вашингтона від лідерства у декарбонізації, тоді як Китай, нарощуючи масове та дешеве виробництво сонячних і вітрових технологій, закріплює свою домінуючу роль у глобальних ланцюгах постачання чистої енергетики. Завдяки падінню вартості «зелених» технологій саме країни Глобального Півдня — від Бразилії до Пакистану й Кенії — сьогодні демонструють найшвидші темпи переходу до сонячної генерації, часто випереджаючи Сполучені Штати за часткою сонця в енергобалансі.

Китай та чиста енергетика Глобального Півдня

• COP30 у Белені (Бразилія)
  • Відсутність високопоставлених представників США → символічний крок назад від кліматичного лідерства
  • Політичний сигнал: світ продовжує декарбонізацію без опори на Вашингтон
• Вакуум лідерства заповнює Китай
  • Масштабне виробництво сонячних панелей і вітрових турбін
  • +300 ГВт доданої вітро- та сонячної потужності від початку року
  • Потужність майже у 5 разів більша за всю відновлювану генерацію Великої Британії
• Глобальний Південь як новий драйвер «зеленої» хвилі
  • Швидке зростання в Південній Америці, Африці, Азії та на Близькому Сході
  • Бразилія, Чилі, Ель-Сальвадор, Марокко, Кенія, Намібія, Пакистан — серед лідерів
  • ≈63% ринків, що формуються в Африці, Азії та Латинській Америці, отримують із сонця більшу частку електроенергії, ніж США
• Економіка дешевого сонця
  • Обвал цін на вітрові та сонячні технології
  • Стимул до стрибкоподібного переходу — за роки, а не десятиліття
  • Китайські обсяги виробництва роблять перехід фінансово досяжним
• Геополітичні наслідки
  • Китай отримує майже повну домінацію в ланцюгах постачання чистої енергетики
  • Посилення впливу Пекіна на енергетичну політику країн, що розвиваються
  • Зірвані обіцянки кліматичного фінансування з боку інших країн залишають Китай ключовим «енергетичним рятівником» для багатьох економік

COP30 без США: символічний розрив із кліматичним лідерством

Щорічна кліматична конференція ООН розпочалася в Белені (Бразилія) з історичного прецеденту: Сполучені Штати не направили жодного високопоставленого представника на флагманський саміт COP30. Цей дипломатичний жест логічно продовжує політичну лінію адміністрації Дональда Трампа, яка раніше вивела країну з Паризької кліматичної угоди.

• США — найбільша економіка світу — фактично відійшли від активного просування чистої енергетики.
• Попри це, решта світу рухається «на повній швидкості» у напрямку декарбонізації та електрифікації.
• Відсутність Вашингтона створює політичний та технологічний вакуум у глобальному кліматичному управлінні.

Китайський лідер Сі Цзіньпін також не прибув на COP30, але це не зменшує присутності Пекіна. Його вплив виражається не в протокольних виступах, а в реальних технологіях та інвестиціях, які вже змінюють енергетику Латинської Америки та інших регіонів.

«Хоча лідер Китаю також не бере участі, COP продемонструє, яких успіхів досягла індустрія чистих технологій Пекіна в Латинській Америці… Бразилія обрала китайські електромобілі для перевезення учасників, що є сигналом: світ рухається далі, навіть без політичного та технологічного лідерства США»
— експерт у коментарі для Semafor

Китайський ривок: 300 ГВт за один рік і п’ятиразова перевага над Британією

На тлі американської паузи Китай перетворився на фактичного центру масового виробництва сонячних та вітрових технологій, що зміщує баланс сил у глобальній енергетиці.

• Від початку року Китай додав 300 ГВт сонячних і вітрових потужностей.
• Це майже у п’ять разів більше за всю сукупну відновлювану генерацію Великої Британії.
• Масштаби й дешевизна китайських панелей і турбін роблять Пекін головним постачальником чистої енергетики у світі.

Цей приріст вписується у ширший тренд: уперше в історії відновлювана генерація обігнала вугілля як найбільше джерело електроенергії у світі. Китай, завдяки своїм інвестиціям та виробничим лініям, став ключовим драйвером цього переломного моменту.

Глобальний Південь випереджає США за темпами «сонячного» переходу

Водночас історія нової «зеленої хвилі» — це не лише про Китай, Європу чи інші економічно потужні держави. У центрі сюжету опиняються країни, що розвиваються, для яких падіння цін на сонячну енергетику відкрило вікно можливостей для швидкого енергетичного стрибка.

• Південна Америка, Африка, Південно-Східна Азія та Близький Схід демонструють одні з найшвидших темпів зростання чистої енергетики у світі.
• Бразилія, Чилі, Ель-Сальвадор, Марокко, Кенія та Намібія випередили США за траєкторіями розвитку чистої енергетики.
• За даними Yale Environment 360, близько 63% ринків, що формуються в Африці, Азії та Латинській Америці, отримують із сонця більшу частку електроенергії, ніж Сполучені Штати.

Такий розподіл ролей змінює загальноприйняте уявлення, де саме мають відбуватися «найпросунутіші» енергетичні переходи. Традиційна картина, в якій основні інновації закріплені за Північною Америкою та Західною Європою, більше не відображає реальність.

«Деякі країни здійснюють приголомшливо швидкі енергетичні переходи, додаючи сонячні потужності такими темпами, що вони стають основним джерелом електроенергії протягом років, а не десятиліть» — CNN

Одним із яскравих прикладів такого стрибка називають Пакистан, який «практично за одну мить» став одним із найбільших нових споживачів сонячної енергетики у світі.

Революція масштабу: коли сонце зростає за роки, а не десятиліття

Феномен надшвидкого переходу до сонця та вітру базується на поєднанні двох факторів: різкого здешевлення технологій та китайського масового виробництва.

«Масштаби розгортання сонячної енергетики за такий короткий період, як зараз, ще ніколи й ніде раніше не спостерігалися»
— Ян Розенау, керівник енергетичної програми Інституту зміни довкілля Оксфордського університету

Ключова логіка, яку підтверджують експерти, полягає в тому, що саме Китай створив економічні умови для такого стрибка.

«Ми бачимо, як світ починає користатися вигодами від цього масштабу, що дає змогу економікам, які з’являються, справді скористатися можливістю та стрибнути в наступну енергетичну еру»
— Ларс Ніттер Хавро, керівник напрямку енергетичних макродосліджень Rystad Energy

• Зниження вартості панелей і турбін робить сонячну та вітрову енергію конкурентними навіть без масштабних субсидій.
• Країни Глобального Півдня отримують шанс обійти «вуглецеву» стадію розвитку енергетики й перейти одразу до чистих технологій.
• Цей перехід відбувається саме тому, що китайські виробничі потужності забезпечують дешеве та масове постачання обладнання.

Китай як «енергетичний хребет» декарбонізації та провал кліматичного фінансування

Масштаб і доступність китайського виробництва сформували майже повну домінацію Пекіна в глобальних ланцюгах постачання чистої енергетики та посилили його вплив на енергетичну політику країн, що розвиваються.

• Китай став «єдиною реалістичною опорою» для багатьох економік, які прагнуть декарбонізуватися.
• Інші механізми здешевлення енергетичного переходу — передусім обіцяне, але зірване кліматичне фінансування — виявилися масштабними провалами.
• У результаті саме доступ до китайських технологій визначає, чи залишатиметься декарбонізація економічно досяжною для значної частини світу.

Таким чином, нинішня архітектура глобальної енергетики виглядає так:

• США, попри економічну міць, відступають від ролі лідера в чистій енергетиці.
• Китай посідає місце ключового постачальника і технологічного «локомотива».
• Країни Глобального Півдня стають передовою лінією енергетичного переходу, спираючись на доступне китайське обладнання.

Висновки: переформатування енергетичної геополітики

Головна «інновація» нинішнього етапу енергетичного переходу полягає не лише в технологіях, а у перерозподілі ролей між центрами сили:

• Політичний сигнал COP30: світові процеси декарбонізації вже не залежать від участі США на найвищому рівні.
• Економічний факт: без китайського масового виробництва вітрових та сонячних технологій значна частина країн не могла б дозволити собі нинішні темпи переходу.
• Ринкова реальність: перевага Глобального Півдня в темпах впровадження сонячної генерації означає, що майбутня карта енергетичного впливу буде значно відрізнятися від звичної.

У сукупності ці фактори створюють ситуацію, коли дешеві китайські «зелені» технології, що масово постачаються на ринки, що розвиваються, не лише прискорюють глобальну декарбонізацію, а й формують нову геополітичну конфігурацію у сфері енергетики.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Державна компанія Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC), найбільший видобувач нафти й газу в Індії, зазнала скорочення чистого прибутку у квітні–червні 2025 року через зниження цін на нафту та майже незмінні обсяги видобутку.

Фінансові результати та стратегія ONGC

• Фінансові показники: Чистий прибуток у першому кварталі фінансового року 2025/2026 склав $917 млн (80,24 млрд індійських рупій), що на 10% менше, ніж за аналогічний період минулого року.
• Дохід зменшився на 9,3% – до $3,65 млрд (320 млрд рупій).
• Середня ціна реалізації нафти впала до $67,87 за барель з $80,64 за барель у квітні–червні 2024 року.

• Ринкові умови: Ціни на нафту у квітні–червні 2025 року знизилися приблизно на 10% на тлі високої волатильності, спричиненої тарифною політикою США та війною між Ізраїлем і Іраном.
• Світові ринки рухаються до надлишку пропозиції нафти, що створює додатковий тиск на ціни.

• Видобуток: Видобуток сирої нафти склав 4,683 млн тонн проти 4,629 млн тонн у квітні–червні 2024 року.
• Видобуток природного газу залишився майже без змін – 4,846 млрд кубометрів за квартал.

• Стратегія диверсифікації: ONGC планує розширювати діяльність у сферах нафтопереробки, нафтохімії, торгівлі СПГ та відновлюваної енергетики.
• У березні керівництво компанії заявило, що нові напрями бізнесу допоможуть захиститися від ризиків низьких цін на нафту.

«Світ рухається до надлишку постачання нафти, що означає зниження цін», – наголосив директор зі стратегії ONGC Арунандшу Саркар у березневому інтерв’ю Bloomberg.

• Інфраструктурні плани: компанія вже розглядає бронювання потужностей для регазифікації СПГ на західному узбережжі Індії та веде переговори щодо постачання газу з міськими дистриб’юторами.
• Заплановано будівництво нафтопереробного заводу. Минулого року повідомлялося про оцінку проєкту НПЗ і нафтохімічного комплексу вартістю $8,3 млрд у найбільш населеному штаті Індії для задоволення зростаючого попиту на пальне.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

29 липня 2025 року Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (Регулятор), ухвалила постанови №1144 та №1145, які внесли зміни до Кодексу системи передачі (КСП) та Кодексу систем розподілу (КСР) для реалізації механізмів первинного законодавства щодо підключення об’єктів відновлюваної енергетики. Більшість положень набули чинності 2 серпня 2025 року, після офіційної публікації 1 серпня 2025 року.

Нові механізми підключення та використання мереж

1. Бронювання пропускної спроможності для вітрових проєктів

• Для ВЕС потужністю понад 20 МВт, що підключаються до системи передачі.
• Подача заявки до ОСП із графічними матеріалами, копіями реєстраційних документів та, за наявності, ТЕО.
• Підготовка технічного рішення ОСП та підписання стандартного договору бронювання у строк до 10 робочих днів.
• Внесення застави €5/кВт на ескроу-рахунок протягом 20 днів після підписання.
• Видача остаточного технічного рішення упродовж 10 робочих днів після затвердження проєктної документації.

2. Cable pooling — спільне використання точок приєднання

• Дозволяє підключати «субвиробників» понад 1 МВт до внутрішніх мереж головного виробника за тристороннім договором з оператором мережі.
• Оператор має 10 робочих днів для надання договору та техумов після отримання заявки.
• Встановлюються лічильники, обладнання контролю, техвимоги до реконструкції мереж.
• Передоплата €10/кВт не застосовується.
• Договір визначає алгоритм розподілу потужності, баланс, відповідальність і порядок відключень.

3. Передоплата за підключення до системи передачі

• Обов’язковий платіж €10/кВт — 50% упродовж 30 днів після отримання техумов, решта — до 12 місяців.
• Передбачено часткове повернення у разі невикористання та додаткові платежі у разі перевищення потреб.

4. Підключення систем накопичення енергії (BESS)

• Дозволено підключення до внутрішніх мереж виробника з дотриманням обмежень потужності та автоматики.
• У разі відбору електроенергії з мережі застосовуються стандартні процедури підключення.

5. Строки дії договорів про приєднання

• Максимум 3 роки з можливістю одноразового продовження ще на 3 роки.
• Продовження можливе за умови затвердження проєкту, оплати та наявності дозволів на будівництво.
• Дозволено електронні підписи.

Висновки: зміни створюють єдині стандарти підключення, стимулюють розвиток вітрових та накопичувальних проєктів, запроваджують cable pooling як ефективний інструмент спільного використання мереж, а також посилюють фінансову дисципліну через передоплати та чіткі строки реалізації.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Dentons