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.
Алжир офіційно розпочав будівництво алжирської ділянки Транссахарського газопроводу TSGP, який має з’єднати Нігерію, Нігер та Алжир і забезпечити новий маршрут постачання природного газу до Європи та на інші міжнародні ринки.
За даними алжирського агентства APS, початок робіт на алжирській ділянці став переходом проекту в практичну фазу реалізації. Газопровід Нігерія – Нігер – Алжир повинен мати протяжність понад 4 тис. км і розглядатися як один з найбільших енергетичних інфраструктурних проектів Африки.
Як зазначає інформаційно-аналітичний центр Experts Club, напередодні запуску будівництва в Алжирі відбулося п’яте засідання міністерського керуючого комітету проекту. За підсумками зустрічі сторони затвердили фінальний звіт оновленого техніко-економічного обґрунтування, підготовленого міжнародною консалтинговою компанією Penspen, та погодили перехід до наступних етапів реалізації проекту.
Проект передбачає транспортування природного газу з Нігерії через територію Нігеру до Алжиру. Далі газ може надходити до існуючої алжирської газотранспортної системи та експортуватися на європейські та інші міжнародні ринки.
За даними Anadolu з посиланням на проектні документи, нова алжирська ділянка, що будується, повинна мати протяжність близько 1 210 км — від кордону з Нігером до Аулефа, де вона буде підключена до мережі, що веде до газового вузла Хассі-Рмель. Звідти газ може направлятися до експортних терміналів на алжирському узбережжі.
Загальна протяжність Транссахарського газопроводу оцінюється приблизно в 4 327 км. З них близько 1 185 км мають пройти по території Нігерії, 720 км — по Нігеру, а алжирська частина, з урахуванням нових та існуючих ділянок, становить близько 2 424 км.
Пропускна здатність проєкту в різних оцінках вказується на рівні понад 20 млрд кубометрів газу на рік, а раніше також називалася потужність до 30 млрд кубометрів. Інвестиції в проєкт у публічних оцінках раніше оцінювалися приблизно в $13 млрд, однак оновлені параметри фінансування можуть уточнюватися після затвердження ТЕО та переходу до практичної реалізації.
Для Європи Транссахарський газопровід може стати ще одним потенційним джерелом диверсифікації поставок газу. Після початку енергетичної кризи та скорочення залежності від російського газу ЄС посилив інтерес до альтернативних маршрутів із Північної Африки, Східного Середземномор’я, США та інших регіонів.
Для Алжиру проект зміцнює роль країни як одного з ключових газових постачальників Європи. Алжир уже експортує газ до Європи трубопроводами в Іспанію та Італію, а також через СПГ-інфраструктуру. Підключення нігерійського газу до алжирської системи може підвищити значення країни як енергетичного хабу між Африкою та Європою.
Для Нігерії та Нігеру проект має не тільки експортне, а й економічне значення. Газопровід повинен створити нові можливості для монетизації нігерійських газових ресурсів, розвитку інфраструктури, створення робочих місць та посилення енергетичної інтеграції Африки.
Водночас проект залишається складним з точки зору безпеки, фінансування та термінів реалізації. Маршрут пролягає через великі відстані та території з високими інфраструктурними та політичними ризиками. Тому фактичні терміни завершення будівництва залежатимуть від фінансування, безпеки траси та координації між трьома державами.
Транссахарський газопровід обговорюється з початку 2000-х років як один із ключових африканських енергетичних коридорів. Проект має з’єднати газові ресурси Нігерії з алжирською експортною інфраструктурою та європейським ринком через територію Нігеру.
Технічний потенціал утилізації метану в Україні складає 2,15-3,08 млрд куб. м на рік, що еквівалентно 10-15% загального споживання країною природного газу, йдеться у дослідженні “Викиди метану в енергетичному секторі України: недооцінені виклики та можливості” проєкту Green Deal Ukraïna (GDU), створеного Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB).
Автори дослідження – спеціаліст GDU з питань енергетики та клімату Александр Зіхенедер, експерт GDU з питань енергетики та клімату Янез Копач, експерт GDU з енергетики Олег Савицький.
Як вони зазначили, за середніх європейських цін на газ (~EUR360/1 тис. куб м) цей обсяг коштує EUR750-1100 млн щорічно, в той час як інвестиції, необхідні для реалізації цього потенціалу, складають сукупно від EUR2,4 до EUR3,6 млрд за 10 років або EUR240-360 млн на рік.
“Якщо зіставити цифри, прослідковується очевидна економічна вигода: щорічно у скорочення викидів треба вкладати EUR240-360 млн, “уловлений” газ приноситиме EUR750-1100 млн”, – наголосили автори дослідження.
Вони звертають увагу, що тема утилізації метану набуває особливої ваги напередодні вступу України до ЄС та у контексті післявоєнної відбудови: гармонізація національного законодавства з вимогами Регламенту (ЄС) 2024/1787 про викиди метану в енергетичному секторі є обов’язковою для країни-кандидата та члена Енергетичного Співтовариства. Водночас скорочення викидів метану – один з найшвидших і найбільш економічно ефективних кліматичних заходів, доступних Україні у періоді 2026-2045 років, адже у 20-річній перспективі (GWP20) метан більш ніж у 80 разів потужніший за CO₂ як парниковий газ, а при консервативній оцінці у розрахунку на 100 років – у 30 разів (GWP100).
У дослідженні вказується, що на метан припадає приблизно 27% загальних викидів парникових газів України (63 млн т CO₂-екв. у 2023 році за GWP100), а за GWP20 – понад половину короткострокового кліматичного впливу країни. Майже 71% національних викидів метану формує енергетичний сектор.
Детальніше про дослідження та посилання на нього – у колонці для проєкту агентства “Інтерфакс-Україна” з енергетики “Енергореформа”.
Британська енергетична компанія BP оголосила про придбання 40-відсоткової частки участі в угоді про розподіл продукції, що охоплює шість нафтогазових розвідувальних блоків в Устюртському регіоні Узбекистану. Це знаменує повернення компанії до традиційних енергетичних інвестицій.
Раніше BP згорнула розвідувальну діяльність у регіоні у 2021 році в межах стратегії «зеленої» енергетики, ухваленої за колишнього генерального директора Бернарда Луні, який взяв зобов’язання скоротити видобуток нафти й газу на 40% до 2030 року. Відтоді компанія знову переорієнтувалася на викопне паливо.
«Ми переконані, що Узбекистан має значний ресурсний потенціал і розглядаємо це як можливість підтримати розвідку та розробку нафтогазових ресурсів країни», — заявив Джо Крістофолі.
BP, NAFTA, ГАЗ, УЗБЕКИСТАН
У квітні Китай збільшив видобуток нафти на 1,2% порівняно з тим самим місяцем минулого року — до 17,94 млн тонн, повідомило Державне статистичне управління.
У січні-квітні вона зросла на 0,5% і сягнула 72,74 млн тонн.
Обсяг нафтопереробки минулого місяця впав на 5,8% і склав 54,65 млн тонн, що є мінімальним рівнем з серпня 2022 року. У січні-квітні показник зменшився на 0,5% — до 238,95 млн тонн.
Видобуток природного газу в квітні зріс на 3% і досяг 23,4 млрд кубометрів, з початку поточного року зростання склало 2,7% — до 90 млрд кубометрів.
ПАТ «Укргазвидобуток» (Київ) 20 квітня оголосило про намір укласти зі СК «Гардіан» договір на послуги зі страхування ризиків під час промислової розробки родовищ нафти та газу. Як повідомляється в системі електронних державних закупівель Prozorro, очікувана вартість закупівлі послуг склала 548,8 тис. грн, цінова пропозиція компанії — 501,499 тис. грн.
У тендері також брала участь страхова компанія «ВУСО» з пропозицією на 1 гривню більше.
NAFTA, UKRGAZVYDOBUVANNYA, ГАЗ, ГАРДИАН, ризик, СК, СТРАХУВАННЯ
