Як повідомляє Сербський Економіст, румунська державна компанія Nuclearelectrica 28 липня контрольовано зупинила енергоблок №1 АЕС «Чернаводе» через аномально низький рівень води в Дунаї, спричинений тривалою посухою.
Рішення було ухвалено відповідно до процедур безпеки для захисту обладнання, пов’язаного з системою охолодження станції. Енергоблок планують знову підключити до національної енергосистеми після поліпшення гідрологічних умов. Якщо рівень води продовжить знижуватися, може бути розглянуто зупинку енергоблоку №2.
У румунській частині Дунаю наприкінці липня було зафіксовано найнижчий рівень води за останні 30 років. Посуха вже призвела до обмежень на зрошення, зупинки деяких поромних переправ та простоїв барж із зерном.
Низький рівень води також порушив роботу пасажирського судноплавства. У районі румунського населеного пункту Салча сіло на мілину пасажирське судно під прапором Швейцарії, яке прямувало з Дробета-Турну-Северина до болгарського Видина. На борту перебували 186 пасажирів і 52 члени екіпажу. Кілька спроб зняти судно з мілини не дали результату.
Проблеми поширилися й на міжнародний ринок річкових круїзів. Кілька круїзних суден було затримано на північ від Будапешта, а туристичні рейси на окремих ділянках Дунаю було призупинено. Угорська компанія MAHART-PassNave повідомила про зниження кількості бронювань у липні на 18% і припинила екскурсійні маршрути на північ від Будапешта.
Круїзний оператор Avalon Waterways скасував кілька рейсів по Дунаю, зокрема окремі рейси за маршрутами «Danube Dreams» та «Danube from Romania to Germany».
Зміління Дунаю торкнулося не лише Румунії та Угорщини. У Сербії через зменшення притоку виробництво найбільшої ГЕС «Джердап-1» скоротилося до 5 тис. МВт-год електроенергії на добу, або до третини звичайного обсягу. Вантажні судна та паливні баржі на окремих ділянках завантажуються лише на 30–40 % своєї звичайної місткості.
Таким чином, тривала посуха одночасно створила ризики для енергетики, вантажних перевезень та туристичної галузі країн Дунайського регіону. Відновлення повноцінної роботи АЕС, річкових круїзів та вантажної навігації залежатиме від опадів у верхній частині басейну та сталого відновлення рівня води.
Ірак оцінив сукупну вартість контрактів та угод, укладених з американськими енергетичними компаніями під час липневого візиту прем’єр-міністра Алі аль-Зайді до США, приблизно у $200 млрд, повідомляє інформаційно-аналітичний центр Experts Club.
Про це 21 липня повідомив міністр нафти Іраку Басім Мохаммед Худайр. За його словами, проєкти мають збільшити видобувні потужності країни, розширити перероблення супутнього газу та залучити американські технології до нафтогазової галузі. Поточні виробничі потужності Іраку міністр оцінив у 4,8 млн барелів нафти на добу.
Заявлений пакет включає сім ключових домовленостей, пов’язаних із розробленням родовищ, управлінням нафтогазовими активами, модернізацією енергетичної інфраструктури та пошуком нових експортних маршрутів.
Водночас оцінка у $200 млрд поки не означає, що вся сума вже оформлена як обов’язкові капітальні інвестиції. До пакета входять контракти, рамкові угоди, меморандуми та попередні домовленості. Остаточні обсяги вкладень залежатимуть від результатів технічних досліджень, комерційних переговорів, погодження умов фінансування та отримання регуляторних дозволів.
Chevron розширює присутність в Іраку
Одним із центральних учасників нового енергетичного співробітництва стала американська Chevron.
Компанія веде переговори щодо участі в експлуатації родовища Західна Курна-2, одного з найбільших нафтових активів Іраку, а також щодо розвитку родовища Насирія. Раніше сторони підписали попередні документи щодо Насирії, родовища Балад і кількох розвідувальних блоків у провінції Ді-Кар.
Під час зустрічі з керівництвом Chevron іракський прем’єр закликав компанію прискорити інвестиції у видобуток нафти й газу, будівництво нафтопереробних і нафтохімічних підприємств, трубопроводів і сховищ.
Іракська сторона заявила про готовність виділяти земельні ділянки та прискорювати адміністративні погодження для великих енергетичних проєктів. Chevron, своєю чергою, висловила зацікавленість у родовищах на півдні країни та розвитку інфраструктури для зберігання й експорту сировини.
Угоди щодо Західної Курни-2 та Насирії поки мають переважно попередній характер. Перед укладенням остаточних контрактів Chevron має вивчити геологічні, технічні та комерційні дані проєктів.
Halliburton займатиметься родовищами Бін-Умар і Сіндбад
Американська нафтосервісна компанія Halliburton отримала контракт від державної Basra Oil Company на комплексне управління розробленням нафтогазових родовищ Бін-Умар і Сіндбад на півдні Іраку.
Контракт передбачає надання послуг з інтегрованого управління родовищами, а також супровід проєктування, закупівель і будівництва необхідної інфраструктури.
Залучення Halliburton має допомогти Іраку збільшити вилучення нафти й газу з наявних активів, запровадити сучасні методи управління пластами та скоротити технологічні втрати.
Ще одну угоду укладено з американською HKN Energy щодо розроблення родовища Хімрін на півночі країни. Уряд Іраку схвалив цей проєкт у межах ширшої програми залучення американських компаній до нафтогазового та електроенергетичного секторів.
Ірак шукає альтернативні шляхи експорту нафти
Однією зі стратегічних цілей Багдада є скорочення залежності від маршрутів через Перську затоку та Ормузьку протоку.
Останні регіональні кризи показали вразливість Іраку, більша частина нафтового експорту якого проходить через південні термінали. Обмеження судноплавства та перебої з експортом безпосередньо позначаються на видобутку, бюджетних доходах і спроможності держави фінансувати інфраструктурні проєкти.
Ірак розглядає розширення постачань через турецький порт Джейхан і створення маршруту до Середземного моря через Сирію. Іракська та сирійська сторони раніше обговорювали транспортування нафти до порту Баніяс, включно з можливістю відновлення наявної інфраструктури або будівництва нової трубопровідної системи.
Chevron також вивчає можливість участі у проєктах експортних трубопроводів і сховищ. У разі реалізації вони дадуть змогу з’єднати нафтові родовища півдня та півночі Іраку з альтернативними морськими терміналами й зменшити залежність країни від Ормузької протоки.
Однак такі проєкти потребуватимуть міждержавних угод, масштабних інвестицій і гарантій безпеки. Відновлення трубопроводів через Сирію ускладнюється станом інфраструктури та необхідністю забезпечити захист маршруту на всій його протяжності.
Багдад розвертається до американського капіталу
Нинішні домовленості відображають ширший поворот енергетичної політики Іраку в бік США.
Останніми роками значну частину нових нафтогазових проєктів у країні отримували китайські компанії. Великі активи також перебували під управлінням російських та європейських операторів.
Уряд Алі аль-Зайді заявив про намір віддавати пріоритет авторитетним американським компаніям в енергетиці, телекомунікаціях і технологічному секторі. Для полегшення їхнього виходу на ринок влада почала переглядати окремі адміністративні вимоги та посилювати безпеку нафтових об’єктів.
Для Іраку така співпраця має забезпечити доступ до інвестицій, технологій, нафтосервісного обладнання та політичної підтримки Вашингтона. Для американських компаній країна становить інтерес завдяки великим запасам нафти, недостатньо розвиненій газовій галузі та потребі в модернізації інфраструктури.
Зростання видобутку обмежується угодами ОПЕК+
Ірак має намір нарощувати нафтовидобувні потужності, однак реальний обсяг виробництва залежить не лише від інвестицій.
Країна бере участь в угодах ОПЕК+ і зобов’язана дотримуватися встановлених обмежень. У липні країни групи знову підтвердили відданість чинним домовленостям, включно з необхідністю компенсувати раніше допущене перевищення квот.
Раніше Міністерство нафти Іраку заявляло про плани збільшити виробничі потужності до понад 6 млн барелів на добу до 2028–2029 років. Досягнення цієї мети потребуватиме розроблення нових родовищ, відновлення чинних активів, розширення експортної інфраструктури та погодження вищої квоти в межах ОПЕК+.
Окремим напрямом залишається розвиток газової галузі. Ірак прагне розширити перероблення супутнього газу, який досі спалюється на родовищах, і знизити залежність електроенергетики від імпортного палива.
Влада планує довести використання видобутого газу до максимально можливого рівня та практично припинити його факельне спалювання до кінця десятиліття.
Реалізація угод потребуватиме кількох років
Пакет проєктів з американськими компаніями може стати одним із найбільших інвестиційних розворотів в історії нафтогазової галузі Іраку.
Однак значна частина домовленостей перебуває на попередній стадії. Для переходу до повноцінної реалізації сторонам необхідно визначити комерційні умови, розподіл ризиків, строки повернення інвестицій і гарантії безпеки.
Додатковими обмеженнями залишаються квоти ОПЕК+, бюрократичні процедури, стан трубопровідної інфраструктури та нестабільність у регіоні.
Якщо хоча б частину заявлених проєктів буде реалізовано, Ірак зможе збільшити видобуток нафти й газу, розширити перероблення, зменшити залежність від одного експортного напрямку та зміцнити позиції одного з найбільших виробників енергоресурсів на Близькому Сході.
NAFTA, ЕНЕРГЕТИКА, Ирак, ІНВЕСТИЦІЯ, США
Україні у 2027 році можна розпочати процес поступового підвищення тарифів на електричну енергію та газ для домогосподарств після розробки належних програм захисту.
Про це йдеться в оновленому меморандумі про економічну та фінансову політику України в межах програми розширеного фінансування EFF з Міжнародним валютним фондом (МВФ) за результатами першого її перегляду.
“Влада взяла на себе зобов’язання до кінця лютого 2027 року провести оцінку програм підтримки комунальних послуг, спрямованих на захист вразливих домогосподарств. Після розробки належних програм захисту тарифи для домогосподарств слід поступово підвищувати – цей процес можна розпочати у 2027 році”, – вважають розробники документу.
Згідно з текстом меморандуму, метою вказаного процесу є забезпечення потреб у відновленні та скорочення заборгованості в енергетичному секторі, при цьому з часом буде необхідна повна лібералізація цін для залучення післявоєнних інвестицій.
“Вона (українська влада – ІФ-У) наголосила, що підвищення тарифів має відбуватися лише після оцінки та, за необхідності, реформування існуючих систем соціального захисту”, – зауважили поміж іншим автори документу.
Зазначається, що масштабні квазіфіскальні заходи в енергетичному секторі та існуюча тарифна структура становлять серйозні ризики для інвестицій, реконструкції та розвитку стабільного енергопостачання й електромережі.
За попередніми оцінками експертів, які будуть уточнені в ході майбутньої технічної допомоги, фіксовані і нижчі ринкових тарифи на енергоносії – зокрема, через мораторії, введені з початку війни – щорічно обходяться щонайменше у 2,2% ВВП у вигляді нецільових субсидій через квазіфіскальну діяльність державних підприємств енергетичного сектору, тоді як цільові трансферти на комунальні послуги становлять у бюджеті близько 0,6% ВВП.
“Істотні фіскальні ризики виникають через фіксовані тарифи на комунальні послуги для домогосподарств, які наразі становлять близько 55% від порівнянних контрактів на постачання”, – йдеться у документі.
Як наслідок, енергетичний сектор дедалі більше покладається на пожертви в натуральній формі, гранти та пільгове фінансування для задоволення потреб у відновленні та імпорті. Наприклад, “Нафтогаз” взяв на себе додатковий борг для фінансування ремонтів та імпорту, внаслідок чого його борг у 2025 році зріс на 63% у річному вимірі. Наразі влада залучає підтримку донорів для забезпечення своєчасного завершення необхідних ремонтних робіт та реалізації планів зміцнення стійкості, зазначили автори документу.
Країни Європейського Союзу в першому півріччі 2026 року імпортували рекордний обсяг скрапленого природного газу з російського проєкту «Ямал СПГ», незважаючи на поступове введення заборони на постачання російського газу, повідомила газета Financial Times з посиланням на дані аналітичної компанії Kpler та екологічної організації Urgewald.
За даними видання, у січні–червні європейські країни отримали близько 9,9 млн тонн СПГ з «Ямал СПГ», що приблизно на 18% більше, ніж за аналогічний період 2025 року. Це стало максимальним піврічним показником з моменту початку експорту з проєкту у 2017 році.
Дещо відмінні оперативні дані наводить Reuters: згідно з інформацією Kpler, поставки до ЄС склали 9,97 млн тонн і зросли на 16%. Різниця між показниками може бути пов’язана з оновленням інформації про рух танкерів та дати фактичного розвантаження партій. Загалом обидва джерела підтверджують імпорт на рівні близько 10 млн тонн і встановлення нового рекорду.
Загалом у першому півріччі з «Ямал СПГ» було відправлено 140 танкерних партій. З них 136, або понад 97%, прибули до портів ЄС. Китай за той самий період отримав лише чотири партії. Таким чином, європейський ринок фактично поглинув майже весь експорт найбільшого російського арктичного СПГ-проєкту.
Орієнтовна вартість поставлених до ЄС партій оцінюється в 5,96 млрд євро, або близько 6,82 млрд доларів. Основними пунктами призначення стали термінали у Франції, Бельгії та Іспанії.
Зростання імпорту відбулося на тлі підготовки європейських компаній до остаточного припинення поставок російського газу. За оцінкою Агентства ЄС зі співпраці енергетичних регуляторів ACER, у січні–травні 2026 року імпорт російського СПГ збільшився на 11% у річному вимірі, а поставки російського трубопровідного газу — на 7%. Серед причин агентство називає дострокове отримання частини контрактних обсягів перед введенням нових обмежень.
При цьому говорити, що весь російський СПГ уже заборонено закуповувати в ЄС, поки що некоректно. З 25 квітня 2026 року заборона поширюється на імпорт за короткостроковими контрактами, укладеними до 17 червня 2025 року. Поставки за раніше укладеними довгостроковими контрактами можуть тривати до 1 січня 2027 року. Після цієї дати має набрати чинності повна заборона на імпорт російського СПГ.
Тому значна частина поставок «Ямал СПГ» у першому півріччі могла здійснюватися на підставі чинних довгострокових контрактів і формально не порушувала європейських обмежень.
Дані про зростання частки російського газу в імпорті ЄС з 12% до 14% також потребують уточнення. За інформацією Єврокомісії та Ради ЄС, загалом за 2025 рік на російський СПГ та трубопровідний газ припадало близько 12 % європейського імпорту газу. ACER оцінювало частку Росії в зимовому сезоні 2025–2026 років приблизно в 14 %. Ці показники стосуються різних періодів, тому їх не можна безпосередньо трактувати як остаточне річне зростання частки на два процентні пункти.
Збільшенню поставок також сприяло чинне обмеження на перевалку російського СПГ у європейських портах для подальшої відправки до третіх країн. У результаті більша частина газу, що надходить на термінали ЄС, залишається на європейському ринку, а не перевантажується на інші судна для транспортування до Азії.
Рекордні закупівлі демонструють суперечність між політикою ЄС щодо відмови від російських енергоносіїв та необхідністю забезпечувати стабільні поставки газу в умовах напруженого світового ринку. Водночас вони показують залежність самого проєкту «Ямал СПГ» від європейської портової, судноплавної та фінансової інфраструктури: за умов обмеженого доступу до азіатських маршрутів Росія поки що не змогла перенаправити значну частину арктичного СПГ до Китаю.
Проєкт «Ямал СПГ» розташований на півострові Ямал у російській Арктиці та контролюється російською компанією «Новатек». Їй належить 50,1% проєкту, французькій TotalEnergies та китайській CNPC — по 20%, Фонду Шовкового шляху — 9,9%. Виробнича потужність проєкту становить близько 17,4 млн тонн СПГ на рік.
ЄС остаточно затвердив поетапну відмову від російського природного газу 26 січня 2026 року. Повна заборона на російський СПГ має набути чинності з 1 січня 2027 року, а на трубопровідний газ — восени 2027 року. У разі серйозної загрози енергопостачанню Єврокомісія зможе тимчасово призупинити окремі обмеження на строк до чотирьох тижнів.
Першоджерело Financial Times
ЕНЕРГЕТИКА, ЄС, РОСІЯ, СПГ, Ямал СПГ
Антимонопольний комітет України надав дозвіл ТОВ “АБ Діамант Україна”, кінцевим бенефіціарним власником якого є громадянин КНР Цай Ї, на набуття контролю над понад 50% ТОВ “Пауер Енерджи Катюжанка”.
“Надано дозвіл ТОВ “АБ ДІАМАНТ УКРАЇНА” на набуття контролю над ТОВ “ПАУЕР ЕНЕРДЖИ КАТЮЖАНКА” шляхом безпосереднього придбання часток у статутному капіталі, що забезпечує перевищення 50% голосів у вищому органі управління товариства”, – говориться у рішенні АМКУ від 9 липня 2026 року.
ТОВ “Пауер Енерджи Катюжанка” засноване 20 вересня 2023 року з розміром статутного капіталу 8,746 млн грн. Основним видом діяльності товариства є виробництво електричної енергії.
Кінцевим бенефіціарним власником ТОВ “Пауер Енерджи Катюжанка” зі 100% часткою є Роман Петрученко – співзасновник української групи компаній у сфері відновлюваної енергетики SPP Development Ukraine.
АБ Діамант Україна, АМКУ, ЕНЕРГЕТИКА, Пауер Енерджи Катюжанка
У понеділок 6 липня 2026 року відбудуться перші річні аукціони з розподілу об’єднаної потужності на міждержавних точках з’єднання з Угорщиною, Румунією та Молдовою, повідомило ТОВ “Оператор ГТС України” на своєму сайті.
“Про проведення об’єднаних аукціонів на точках міждержавного з’єднання з Польщею та Словаччиною буде повідомлено окремо”, – зазначили в компанії.
В ОГТСУ пояснили, що об’єднані продукти потужності дозволяють бронювати потужності по обидва боки міждержавної точки з’єднання в межах одного аукціону та єдиного продукту потужності.
“Впровадження механізму об’єднаних потужностей є результатом тісної координації між ОГТСУ, операторами суміжних газотранспортних систем, національними регуляторами та європейськими інституціями”, – зазначила в.о. генерального директора компанії Наталія Бойко.
У товаристві стверджують, що запровадження об’єднаних продуктів потужності сприятиме подальшій інтеграції українського ринку природного газу до внутрішнього ринку ЄС, підвищенню ефективності використання міждержавної інфраструктури, розвитку транскордонної торгівлі природним газом та зміцненню енергетичної безпеки регіону.
Прийом заявок на розподіл річної потужності на внутрішніх точках входу та виходу триває з 29 червня 2026 року та завершиться 13 липня 2026 року включно.
Як повідомлялося, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунпослуг (НКРЕКП) на засіданні 23 червня ухвалила рішення, спрямовані на подальшу інтеграцію газового ринку України до єдиного ринку природного газу ЄС.
“Зміни передбачають запровадження європейських правил розподілу потужності та тарифоутворення на міждержавних з’єднаннях газотранспортної системи”, – повідомив регулятор.
Зокрема, регулятор завершив нормативні кроки для запровадження спільних аукціонів з розподілу потужності міждержавних з’єднань.
“Такий механізм передбачає одночасний розподіл потужності газотранспортної системи України та суміжних країн, що відповідає європейській практиці функціонування ринку природного газу”, – пояснили в комісії.
Нові правила розподілу потужності міждержавних з’єднань запрацювали з липня 2026 року та застосовуватимуться до потужності, яка використовуватиметься з початку нового газового року – з 1 жовтня 2026 року.
Для участі в аукціонах замовники послуг транспортування мають укласти договори не лише з ОГТСУ, а й з операторами суміжних газотранспортних систем держав – членів ЄС та Республіки Молдова. Замовник, якому буде розподілено об’єднану потужність, матиме право передати іншому замовнику право подавати номінації та реномінації на таку потужність.
