Румынский оператор ГТС Transgaz подписал меморандум с американской компанией Argent LNG, который предусматривает возможность инвестирования в строительство крупного СПГ-терминала в Луизиане.
Мощность проекта составит 25 млн тонн СПГ в год, или примерно 35 млрд куб. м газа. Первые поставки ожидаются в 2030 году.
Одна из главных целей — создать долгосрочный маршрут поставки американского газа через Румынию в Молдову и Украину, а далее — в Венгрию, Австрию, Чехию, Словакию и Германию.
Проект призван укрепить так называемый Вертикальный газовый коридор, который постепенно становится одним из ключевых маршрутов поставки нероссийского газа в Центральную и Восточную Европу.
Коридор объединяет газотранспортные системы Греции, Болгарии, Румынии, Венгрии, Словакии, Украины и Молдовы. По нему можно транспортировать как азербайджанский газ, так и СПГ из США, поступающий через терминалы Ревитус и Александруполис в Греции.
Для Балкан проект важен тем, что регион получает еще один крупный источник газа и дополнительную конкуренцию между маршрутами поставок. Чем больше американского и другого нероссийского СПГ будет поступать через Грецию и Румынию, тем сильнее будет меняться газовая инфраструктура всей Юго-Восточной Европы.
Молдова уже опробовала этот маршрут: американский СПГ был доставлен через Грецию, а затем закачан в украинские подземные хранилища.
Transgaz также контролирует 75% молдавского оператора ГТС Westmoldtransgaz.
Из-за сокращения доступности сжиженного природного газа (СПГ) на европейском рынке Бельгия в июле полностью перешла на импорт этого топлива из России, что стало следствием перебоев с поставками и высоких цен на газ, сообщает Bloomberg.
Общие объемы поставок СПГ в Бельгию в июле сократились более чем на 40% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. При этом страна закупила около 0,4 млн тонн этого топлива у России, хотя объемы российского импорта были ниже, чем в начале 2026 года.
Одной из причин усиления роли российского СПГ стали перебои с поставками топлива с Ближнего Востока из-за проблем с судоходством в районе Ормузского пролива. В то же время большинство европейских покупателей откладывали закупки СПГ для зимних запасов из-за высоких цен на газ.
«Европа получила на 16 % больше российского СПГ в первой половине 2026 года по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года, заплатив в общей сложности 5,96 млрд евро ($6,9 млрд). Крупнейшими покупателями стали Франция, Бельгия и Испания», — говорится в сообщении издания, которое опирается на данные немецкой неправительственной организации Urgewald.
Дополнительным вызовом для Европы стал низкий уровень запасов газа в преддверии зимнего сезона — он является самым низким для этого периода за всё время наблюдений с 2009 года.
По информации Bloomberg, в последний раз Россия была единственным поставщиком СПГ в Бельгию в начале 2021 года — до полномасштабного вторжения РФ в Украину и после восстановления европейских экономик после пандемии COVID-19.
Как сообщает Интерфакс-Украина, относительный уровень запасов газа в хранилищах Европы достиг минимального значения за историю наблюдений на соответствующую дату.
Раньше исторический минимум уровней запасов для этого времени был за 2021 годом (на возможностях отрасли сказалась пандемия). Однако с начала сезона закачки трек 2026 года постоянно сокращал дистанцию с прежним аутсайдером.
Средний уровень запасов в подземных хранилищах газа Европы по итогам газовых суток 1 августа достиг 57,11%, свидетельствуют данные ассоциации европейских операторов газовой инфраструктуры Gas Infrastructure Europe (GIE). Уровень запасов на ту же дату 2021 года был чуть повыше — 57,28%. А днем ранее соотношение было другим: на 31 июля уровень 2026 года был 56,88% (больше), а уровень 31 июля 2021 года — 56,83% (меньше).
Уровень запасов природного газа в Европе является ключевым индикатором для мирового рынка газа. Общая мощность системы хранения ЕС составляет 109 млрд куб. м активного газа. В совокупности Европа стала крупнейшим импортером на мировом рынке СПГ. Gas Infrastructure Europe объединяет операторов, работающих в сфере транспортировки и хранения газа, а также СПГ. Статистическая база охватывает работу инфраструктуры подземного хранения природного газа с 2011 года, приема и регазификации СПГ — с 2012 года. Газовые сутки в европейской газовой отрасли отсчитываются c 06:00 по центральноевропейскому времени (CET).
Топливному балансу ЕС должны помогать возобновляемые источники. Ветрогенерация в Европе с начала августа 2026 года обеспечивает в среднем 10% потребностей в электроэнергии, сообщает ассоциация WindEurope. Год назад, в августе 2025 года, вклад ветроэлектростанций сложился на уровне 14%.
Европа также активно импортирует сжиженный природный газ. Однако в августе 2026 года поставки газа из-за рубежа падают на 7% по отношению к прошлогоднему уровню. Импорт СПГ в августе 2026 может снизиться до 6,9 млн тонн.
Спотовая цена с поставкой «на день вперед» на эталонном европейском хабе TTF в пятницу закрылась на уровне $696 за 1 тыс. куб. м после $626 в среднем за июль.
В понедельник, 6 июля 2026 года, состоятся первые годовые аукционы по распределению объединенной мощности на межгосударственных точках соединения с Венгрией, Румынией и Молдовой, сообщило ООО «Оператор ГТС Украины» на своем сайте.
«О проведении объединенных аукционов на точках межгосударственного соединения с Польшей и Словакией будет сообщено отдельно», — отметили в компании.
В ОГТСУ пояснили, что объединенные продукты мощности позволяют бронировать мощности по обе стороны межгосударственной точки соединения в рамках одного аукциона и единого продукта мощности.
«Внедрение механизма объединенных мощностей является результатом тесной координации между ОГТСУ, операторами смежных газотранспортных систем, национальными регуляторами и европейскими институтами», — отметила и.о. генерального директора компании Наталья Бойко.
В компании утверждают, что внедрение объединенных продуктов мощности будет способствовать дальнейшей интеграции украинского рынка природного газа во внутренний рынок ЕС, повышению эффективности использования межгосударственной инфраструктуры, развитию трансграничной торговли природным газом и укреплению энергетической безопасности региона.
Прием заявок на распределение годовой мощности на внутренних точках входа и выхода продолжается с 29 июня 2026 года и завершится 13 июля 2026 года включительно.
Как сообщалось, Национальная комиссия, осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг (НКРЭКУ), на заседании 23 июня приняла решения, направленные на дальнейшую интеграцию газового рынка Украины в единый рынок природного газа ЕС.
«Изменения предусматривают введение европейских правил распределения мощности и тарифообразования на межгосударственных соединениях газотранспортной системы», — сообщил регулятор.
В частности, регулятор завершил нормативные процедуры для введения совместных аукционов по распределению мощности межгосударственных соединений.
«Такой механизм предусматривает одновременное распределение мощности газотранспортной системы Украины и соседних стран, что соответствует европейской практике функционирования рынка природного газа», — пояснили в комиссии.
Новые правила распределения мощности межгосударственных соединений вступили в силу с июля 2026 года и будут применяться к мощности, которая будет использоваться с начала нового газового года – с 1 октября 2026 года.
Для участия в аукционах заказчики услуг транспортировки должны заключить договоры не только с ОГТСУ, но и с операторами смежных газотранспортных систем государств – членов ЕС и Республики Молдова. Заказчик, которому будет распределена объединенная мощность, будет иметь право передать другому заказчику право подавать номинации и реноминации на такую мощность.
Технический потенциал утилизации метана в Украине составляет 2,15–3,08 млрд куб. м в год, что эквивалентно 10–15% общего потребления природного газа в стране, говорится в исследовании «Выбросы метана в энергетическом секторе Украины: недооцененные вызовы и возможности» проекта Green Deal Ukraïna (GDU), созданного Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB).
Авторы исследования – специалист GDU по вопросам энергетики и климата Александр Зихенедер, эксперт GDU по вопросам энергетики и климата Янез Копач, эксперт GDU по энергетике Олег Савицкий.
Как они отметили, при средних европейских ценах на газ (~360 евро/1 тыс. куб. м) этот объем стоит 750–1100 млн евро ежегодно, в то время как инвестиции, необходимые для реализации этого потенциала, составляют в совокупности от 2,4 до 3,6 млрд евро за 10 лет или 240–360 млн евро в год.
«Если сопоставить цифры, прослеживается очевидная экономическая выгода: ежегодно в сокращение выбросов нужно вкладывать 240–360 млн евро, «уловленный» газ будет приносить 750–1100 млн евро», — подчеркнули авторы исследования.
Они обращают внимание, что тема утилизации метана приобретает особую важность в преддверии вступления Украины в ЕС и в контексте послевоенного восстановления: гармонизация национального законодательства с требованиями Регламента (ЕС) 2024/1787 о выбросах метана в энергетическом секторе является обязательной для страны-кандидата и члена Энергетического сообщества. В то же время сокращение выбросов метана — одна из самых быстрых и наиболее экономически эффективных климатических мер, доступных Украине в период 2026–2045 годов, ведь в 20-летней перспективе (GWP20) метан более чем в 80 раз мощнее CO₂ как парниковый газ, а при консервативной оценке в расчете на 100 лет — в 30 раз (GWP100).
В исследовании указывается, что на метан приходится примерно 27% общих выбросов парниковых газов Украины (63 млн т CO₂-экв. в 2023 году по GWP100), а по GWP20 – более половины краткосрочного климатического воздействия страны. Почти 71% национальных выбросов метана приходится на энергетический сектор.
Подробнее об исследовании и ссылки на него – в колонке для проекта агентства «Интерфакс-Украина» по энергетике «Энергореформа».
Британская энергетическая компания BP объявила о приобретении 40-процентной доли участия в соглашении о разделе продукции, охватывающем шесть нефтегазовых разведочных блоков в Устюртском регионе Узбекистана. Это знаменует возвращение компании к традиционным энергетическим инвестициям.
Ранее BP свернула разведочную деятельность в регионе в 2021 году в рамках стратегии «зеленой» энергетики, принятой при бывшем генеральном директоре Бернарде Луни, который взял на себя обязательство сократить добычу нефти и газа на 40% к 2030 году. С тех пор компания вновь переориентировалась на ископаемое топливо.
«Мы убеждены, что Узбекистан обладает значительным ресурсным потенциалом и рассматриваем это как возможность поддержать разведку и разработку нефтегазовых ресурсов страны», — заявил Джо Кристофоли.
BP, ГАЗ, НЕФТЬ, УЗБЕКИСТАН
