⚡️ 29 июля TTF стоил $726 за тысячу кубометров, JKM – $771. Разрыв между ними – $46. За семь месяцев эта величина дважды меняла знак. Именно она, а не абсолютный уровень цен, решает, в какой порт придёт танкер со сжиженным природным газом (СПГ).

Спред JKM–TTF – это плата за разворот. Пока Азия готова платить больше, атлантические грузы идут на восток. Чтобы вернуть их себе, Европа должна перебить азиатскую цену. Премия и показывает, сколько такой разворот стоит.

В январе TTF в среднем $423, JKM – $377. В феврале $406 против $389. Премия отрицательная: Европа платила дороже Азии. Причина – хранилища. К концу первого квартала ПХГ Европы опустились ниже 30%, уровня, сопоставимого с кризисом 2022 года. Европа тянула грузы к себе силой цены.

Обе кривые взлетают почти вплотную: TTF $645, JKM $661, премия всего $16. Разброс дневных закрытий огромен – TTF от $552 до $748, JKM от $481 до $805 (см. график). Это момент, когда Европа и Азия конкурировали за один и тот же груз.

Дальше премия восстановилась: $81 в апреле, $59 в мае, $70 в июне. Танкеры снова пошли на восток, TTF откатился к $548–583. Азиатский спрос при этом вернулся к уровням 2025 года даже без катарских объёмов. Для Европы дешёвый газ выглядел передышкой – и именно её она не использовала. К 10 июля хранилища были заполнены на 51,5%, к 29 июля – на 55,7%, примерно на 15 п.п. ниже средней за пять лет.

В июле TTF в среднем $649 – плюс 18% к июню, JKM $685 – плюс 11%. Премия сузилась вдвое, с $70 до $35. Но сужение – не исчезновение: на 29 июля разрыв снова $46, и этого по-прежнему достаточно, чтобы свободный груз ушёл на восток. Триггеры на поверхности: 13–14 июля США возобновили блокаду против Ирана, Катар приостановил морскую активность, для Ras Laffan это означает прямые перебои с отгрузками.

Но механизм глубже. Европа может заполнить хранилища единственным способом – выкупив азиатскую премию. И каждый раз, когда она это делает, общий уровень цен встаёт на ступень выше: январский разворот стоил $423, июльский – уже $649.

До рекордов далеко: в 2022-м европейский газ доходил до ≈$4000 за тысячу кубометров. Но премия Азии – это вообще не про Азию. Это счётчик того, сколько Европа переплачивает, чтобы не остаться без газа зимой. В январе она переплачивала из-за пустых хранилищ, в июле – снова, и с худшей стартовой позиции. Даже в оптимистичном сценарии Wood Mackenzie ждёт к 1 ноября лишь 75% заполнения против ≈90% в среднем за последние годы.

⚡️ С 9 по 20 ноября 2026 года климатическая конференция ООН пройдёт в Анталье. Впервые хозяин конференции и председатель переговоров – разные страны по замыслу, а не по стечению обстоятельств: Турция принимает COP31 и держит формальное председательство, Австралия ведёт переговорный процесс. Это не протокольная деталь, а конструкция, от которой зависит содержание итогового решения.

Ноябрьский компромисс 2025 года завершил затянувшийся более чем на год пат между двумя претендентами. Турция получила площадку и статус, Австралия – перо: право вести переговоры, готовить проекты текстов и формулировать итоговое решение конференции. Расхождение хозяина и председателя случалось и раньше – Чили председательствовала на COP25 в Мадриде, – но там это было вынужденной мерой; в Анталье разделение спланировано. Пре-COP при этом уходит в тихоокеанскую страну – в регион, для которого повестка звучит как вопрос физического выживания.

Разделение снижает издержки и внутриполитические риски для обеих сторон. Оно же создаёт редкую ситуацию: страна, определяющая формулировки, не отвечает за атмосферу конференции, а страна, отвечающая за атмосферу, не контролирует текст.

Важный итог COP30. Дорожная карта отказа от ископаемого топлива не вошла в согласованный текст, хотя её поддерживали более восьмидесяти стран. Упоминания ископаемого топлива вычистили из переговорных документов, а саму идею вынесли за пределы формального режима ООН – в статус добровольных инициатив под патронажем председательств.

Формально мандат остался: созданный в Белене Глобальный ускоритель имплементации привязан к выполнению договорённостей ОАЭ, то есть косвенно – к переходу от ископаемого топлива. Практически это значит, что судьба дорожной карты решается там же, где держат перо.

Турция – импортёр и транзитёр, строящий газовый хаб. Электроэнергетика страны опирается на уголь примерно на треть и на газ почти на четверть; при этом объявлены цель в 120 ГВт солнца и ветра к 2035 году и нетто-ноль к 2053-му, а контракт с Mercuria на 4 млрд м³ сжиженного природного газа (СПГ) в год работает и на диверсификацию поставок, и на статус хаба.

Австралия – один из крупнейших мировых экспортёров угля и СПГ. Её вклад по Парижскому соглашению – 62–70% сокращения к 2035 году от уровня 2005-го – считается по внутренним выбросам. Экспортируемый углеродный след в него не входит, хотя именно он составляет большую часть углеродного следа страны. С 2022 года одобрен тридцать один новый или расширенный проект по углю, нефти и газу, включая продление North West Shelf до 2070 года.

Это уникальная для COP конфигурация интересов ввиду необычного двойного председательства, и она читаема заранее. Страна, живущая экспортом ископаемого топлива, вероятно будет вести переговоры о сроках справедливого перехода, трасформации добросовестно – но в рамках, где её экспортная база не подлежит обсуждению. Ожидать от Антальи возвращения дорожной карты в обязывающий текст не стоит. Реалистичный максимум – закрепление внережимных «дорожных карт» как легитимного формата и перенос спора о сроках на COP32.

12 августа МЭА вновь снизило прогноз мирового предложения нефти на 2026 год. Причина не сводится к выпавшей добыче в Персидском заливе. Агентство отмечает, что соглашения, гарантирующего свободный транзит одновременно через Ормуз и Баб-эль-Мандеб, по-прежнему нет.

Обычно эти два пролива рассматривают как независимые риски. Ормуз связывают с экспортом нефти и СПГ из Персидского залива, Баб-эль-Мандеб с маршрутом через Красное море и Суэцкий канал. Но в текущем кризисе они образуют одну систему: ограничение в одном узле резко повышает цену сбоя в другом.

В 2025 году через Ормуз прошло около 25% мировой морской торговли сырой нефтью и нефтепродуктами, а также примерно 19% глобальных поставок СПГ. В июле добыча стран Персидского залива всё ещё была на 8,3 млн б/д ниже довоенного уровня. Экспорт региона, включая маршруты в обход пролива, сократился до 15 млн б/д. В начале июля погрузки достигали 20 млн б/д, а затем опустились примерно до 12 млн б/д.

МЭА ожидает дефицит мирового нефтяного рынка на уровне 1,8 млн б/д в III квартале. Наблюдаемые запасы в июле уменьшились на 69 млн баррелей. При этом дефицит быстро смещается из сырья в нефтепродукты: нафту, дизельное топливо, авиакеросин. Именно здесь формируется новая волна издержек для транспорта, авиации и промышленности.

Баб-эль-Мандеб соединяет Красное море с Аденским заливом. Через этот коридор к Суэцкому каналу ежегодно проходит более $1 трлн мировой торговли. При угрозе судоходству танкеры и контейнеровозы уходят в обход Африки через мыс Доброй Надежды.

Это не просто более долгий рейс. По оценке Council on Foreign Relations, атаки хуситов добавляли к стоимости отдельных рейсов более $1 млн, а страховые ставки военного риска значительно выросли. Решение о транзите принимает не только капитан: его принимают страховщик, фрахтователь, банк, трейдер и владелец груза.

Если ограничен лишь Ормуз, рынок может использовать запасы, перенастроить НПЗ, привлечь дополнительные грузы из Атлантического бассейна. Если одновременно небезопасен Баб-эль-Мандеб, перенаправление оставшихся объёмов становится дороже, дольше и рискованнее.

Проблема уже не только в доступности барреля. Физическая нефть может быть, но не оказаться в нужный момент у конкретного НПЗ. СПГ может быть законтрактован, но стоимость страхования и фрахта сделает поставку экономически бессмысленной. Запасы на суше могут быть достаточны, но не смогут быстро закрыть дефицит в отдельном регионе.

Доклад Исследовательской службы Конгресса США фиксирует важную вещь: даже одних угроз нападения достаточно, чтобы сформировать условия, близкие к фактическому закрытию пролива. Рынок останавливает не только физическая блокада. Его останавливает оценка риска.

Двойной риск Ормуза и Баб-эль-Мандеба показывает пределы традиционной энергетической безопасности. Резервы и свободные добычные мощности не гарантируют устойчивость, если маршруты доставки становятся непредсказуемыми. Главный дефицит этого кризиса, логистическая гибкость.

⚡️ 29 июля беспилотник попал в плавучую регазификационную установку (FSRU) Energos Winter в порту Дамиетта, огонь перекинулся на стоявший рядом газовоз Gaslog Salem. Экипажи эвакуировали, жертв нет, ответственность не взял никто. Иран и хуситы причастность отрицают, но за два дня до удара иранское государственное телевидение называло Дамиетту в числе возможных целей. Показательна цель: удар пришёлся не по экспортному терминалу, а по импортному узлу – в стране, которая недавно претендовала на роль газового хаба Восточного Средиземноморья.

Добыча газа в Египте сократилась с почти 59 млрд м³ в 2023 году до 50 млрд в 2024-м и 42–43 млрд в 2025-м. Поквартальный срез резче: 15,55 млрд м³ в первом квартале 2023 года против 9,85 млрд в первом квартале 2026-го – более чем на треть за три года. Главная причина – обводнение Зохра: добыча месторождения упала с 2,7 млрд куб. футов в сутки в 2021 году до 1,9 млрд в 2024-м. Нетто-импортёром газа страна стала в 2024 году.

Комплексы по сжижению в Идку и Дамиетте практически не отгружают с мая 2024 года. В 2026-м зафиксированы единичные партии: 11 января в Канаду, 26 января в Турцию. Одновременно Египет ввёз рекордные 8,92 млн т сжиженного природного газа (СПГ) в 2025 году, а в первом квартале 2026-го – около 6 млрд м³ газа, на 36% больше год к году.

Инфраструктура осталась прежней, изменилось направление потока. Терминал, построенный, чтобы продавать, работает воротами на вход – и уязвимой точкой оказались именно эти ворота, а не скважины и не заводы.

Контракт NewMed Energy с египетской Blue Ocean Energy на ≈130 млрд м³ до 2040 года стоимостью $35 млрд – крупнейший экспортный контракт в истории Израиля. 10 июля партнёры Leviathan подписали соглашение на $610 млн по трубопроводу Nitzana: ввод в 2028-м, до 6,2 млрд м³ в год, суммарная мощность экспорта в Египет – свыше 22,6 млрд м³. В январе принято окончательное инвестиционное решение на $2,36 млрд по расширению самого месторождения до ≈21 млрд м³ в год – с пуском во втором полугодии 2029-го.

Экономика прозрачна: трубопроводный газ обходится Египту примерно вдвое дешевле импортного СПГ. Но риск не исчезает, а меняет форму: вместо ценового риска спотового рынка Египет берёт инфраструктурный и политический, привязывая энергобаланс к соседу, чья цепочка сама находится в зоне активного конфликта.

Июльский удар снял и последнее допущение – что Египет тыловая территория. В цепочке «израильская платформа – трубопровод – египетская сеть – импортный терминал» несколько узлов, где достаточно одного беспилотника, а фрахтовый и страховой рынок реагирует на это быстрее правительств.

Египет – интресный, показательный кейс. Экспортная база исчезает не тогда, когда кончается ресурс, а когда внутренний спрос обгоняет добычу: страна становится нетто-импортёром за два года, не потеряв ни одного завода по сжижению. Ресурсной катастрофы не произошло – Fitch ждёт роста добычи на 8% в 2026 году, в октябре пускают пять новых скважин. Проблема не в геологии, а в скорости, с которой потребление съедает экспорт.

⚡️26 августа Reuters собрал семь рыночных индикаторов, от ставок фрахта до цен на электроэнергию. Вывод один: трейдеры не ждут дешёвой энергии в 2027 году. Это не прогноз ценового взрыва по образцу 2022 года, а сценарий менее драматичный, но более затяжной: рынок закладывает длительную премию за риск, дорогую логистику и дефицит топлива, без которого не работает экономика.

Baltic Exchange рассчитывает эталонный маршрут TD3C: 270 тыс. т сырой нефти из Персидского залива в Китай. Доходность приводится к суточному эквиваленту тайм-чартера (time-charter equivalent, TCE) – заработок судовладельца в день после рейсовых расходов. 21 августа TD3C оценивался примерно в $585 тыс. в сутки при историческом максимуме $601,6 тыс. от 10 марта 2026 года.

Существенная деталь: реальных рейсов на маршруте почти нет. Пока транзит через Ормуз ограничен, оценка строится экстраполяцией с доступных маршрутов плюс премия за риск. Индекс при этом материален – к нему привязаны фрахтовые деривативы и плавающие ставки в контрактах. Рынок платит не за тонно-мили, а за риск непрохода.

Кривая ICE Low Sulphur Gasoil, европейского эталона дизельного топлива, на весь 2027 год держится в среднем около $946 за тонну. Крек-спред дизеля к Brent в Северо-Западной Европе в конце августа составлял около $78 за баррель при норме сбалансированного рынка $20–40. Запасы дистиллятов в США на 14 августа опустились до 105,6 млн баррелей, на 12–13% ниже пятилетнего среднего.

Нефти в мире может быть достаточно. Но её нужно переработать и доставить. Свободные мощности НПЗ создаются годами, дольше добычных, а после серии закрытий заводов в Европе и Северной Америке резерва в этом звене не осталось.

Календарная кривая TTF на 2027 год торгуется в среднем около €48 за МВт·ч, примерно $585 за тыс. м³. Это на треть выше среднего за 2024–2025 годы (€33,6 и €38,0) и примерно в два с половиной раза выше докризисной нормы около €20.

Форвард на немецкую электроэнергию Cal-27 стоил €104,2 за МВт·ч (EEX, 31 июля) против средних €78,5 в 2024 году и €89,3 в 2025-м, премия порядка 24%.

Конкуренция за импортный газ и балансировка системы с растущей долей погодозависимой генерации никуда не денутся: цена энергобезопасности стала постоянной статьёй расходов.

По августовскому прогнозу Управления энергетической информации США (EIA), Henry Hub составит в среднем $3,44 за MMBtu в 2026 году и $3,31 в 2027-м – примерно $124 и $119 за тыс. м³. Европейская кривая на тот же год почти в пять раз выше (см. график).

Дело не в устойчивости американской модели, а в структуре рынка. Североамериканский газ заперт в трубопроводной системе: вывезти его можно только через заводы по сжижению, мощность которых выполняет функцию пропускного ограничения – она лимитирует и физический экспорт, и трансляцию внешнего ценового сигнала внутрь рынка. Добавим попутный газ нефтяных проектов, почти не реагирующий на цену. Показательно, что августовский прогноз EIA снизило именно из-за упавшего отбора газа на сжижение: спокойствие хаба отчасти следствие недозагрузки экспорта, а не прочности внутреннего рынка.

Степень этой изоляции снижается. EIA ждёт роста экспорта СПГ с 17,4 до 18,6 млрд куб. футов в сутки к 2027 году: по мере ввода мощностей сжижения внутренний рынок США становится чувствительнее к внешним шокам.

Рынок не ждёт дефицита углеводородов как таковых. Он ждёт дефицита дешёвой переработки, надёжного фрахта и предсказуемых маршрутов.

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), почти 3 ТВт солнечной генерации дают около 9% мировой электроэнергии. Ни один из этих ваттов не выходит в сеть без инвертора. У энергоперехода есть электронный блок с удалённым доступом.

Инвертор преобразует постоянный ток панели или батареи в переменный, синхронизирует установку с сетью и управляет мощностью. Современные устройства подключены к интернету для обновлений и настройки.

Удобство создаёт точку контроля. По оценке МЭА, атакующий может использовать слабый пароль, сетевой интерфейс, скрытый канал доступа или вредоносное обновление. Последствия – от отключения объекта до продолжительного блэкаута. «Инверторный рубильник» здесь не гипотетическая кнопка в Пекине, а архитектура дистанционного управления генерацией.

По данным МЭА, в 2025 году на Китай приходилось около 80% мировых мощностей по выпуску инверторов для солнечных установок и накопителей. Китайские модели обычно дешевле, но остаются производительными и надёжными.

МЭА оценивает европейские мощности производства инвертеров в 8% мировых, или 95 ГВт в год. Теоретически этого достаточно против примерно 90 ГВт европейского спроса на все категории инверторов в 2025 году. Практически часть нужных моделей импортируется, а европейские заводы работают и на экспорт.

Еврокомиссия уже ограничила использование средств ЕС, включая финансирование Европейского инвестиционного банка, для проектов с инверторами из стран высокого риска. В группу входят Китай, Россия, Иран и КНДР; глобальным поставщиком среди них остаётся только Китай. Предложенная Еврокомиссией новая редакция Акта о кибербезопасности должна создать основу и для запрета таких устройств, если оценка риска этого потребует.

Точный охват ещё не опубликован. По оценке МЭА на основе доступной информации, сначала правила затронут крупные проекты с европейским финансированием, а большинство крышных установок останется за периметром. Речь пока не о тотальном запрете, а о разделении рынка по допустимому риску.

Расчёт МЭА даёт важную поправку. Для крупной станции инвертор производителя со штаб-квартирой вне Китая в среднем на 75% дороже китайского, но добавляет менее 2% к полной стоимости проекта. Для крышной системы премия составляет около 3–4% со строковым инвертором и до 20% с гибридным или микроинвертором.

Главное ограничение не только цена, но и скорость: европейские 95 ГВт нельзя мгновенно переразложить по нужным моделям. Переналадка означает задержки тогда, когда ЕС пытается ускорить ввод ВИЭ.

Реальный выбор – какую часть темпа развёртывания Европа готова обменять на цифровой суверенитет и где провести границу: у крупных станций, облачного управления или каждого инвертора. Происхождение управляющего кода становится не менее важным, чем происхождение топлива.

Праздник учрежден указом Президиума Верховного Совета СССР от 28 августа 1965 года № 3869-VI. Назывался он тогда полнее: Всесоюзный день работников нефтяной и газовой промышленности. Подписал указ председатель Президиума Анастас Иванович Микоян. Дата – первое воскресенье сентября – с тех пор не менялась.

Поводов было два. В 1964 году отмечалось столетие отечественной нефтяной промышленности: отсчет ведут от промыслов Ардалиона Новосильцева на реке Кудако, где в 1864 году началось механическое бурение на нефть. Второй – Западная Сибирь: Самотлор открыли в конце мая 1965 года, за три месяца до указа. В том году страна добыла 242,9 млн т нефти и 127,7 млрд м³ газа.

Любопытная деталь: в августе 1965 года ни нефтяного, ни газового министерства не существовало. Газ вел созданный в марте 1963 года Государственный производственный комитет по газовой промышленности СССР; его председатель Алексей Кириллович Кортунов имел ранг министра СССР. Нефтедобыча была рассредоточена по территориальным совнархозам: Валентин Дмитриевич Шашин с 1960 года возглавлял Главное управление нефтяной и газовой промышленности Совнархоза РСФСР.

Министерства появились через пять недель после указа. Закон СССР от 2 октября 1965 года № 4058-VI свернул совнархозы и вернул отраслевой принцип. В тот день образованы Министерство газовой промышленности СССР (Кортунов), Министерство нефтедобывающей промышленности СССР (Шашин) и Министерство нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР.

Праздник назвали «нефтяным и газовым» ровно тогда, когда государство разводило отрасль по трем отдельным ведомствам. Единое Министерство нефтяной и газовой промышленности СССР появится только в 1989 году и будет упразднено в ноябре 1991-го, за месяц до самого Союза.

Название пережило все административные схемы, потому что описывало не ведомство, а профессию, достойнейшее и очень важное для страны дело.

⚡️ 10 сентября октябрьский фьючерс TTF поднимался до €82/МВт·ч – около $1000 за тысячу кубометров (Trading Economics). Неделей ранее котировка держалась у $900. Дороже газ в Европе в последний раз стоил в конце декабря 2022 года. Отопительный сезон ЕС встречает с подземными хранилищами газа (ПХГ), заполненными лишь на две трети.

Напрямую от Катара Европа почти не зависела: по данным Агентства ЕС по сотрудничеству энергетических регуляторов (ACER), прошлой зимой на него приходилось 7% импорта сжиженного природного газа (СПГ) в ЕС, или 4% всего импорта газа. Основной удар пришёлся на Азию, куда шло более 80% катарского СПГ. За первые полгода войны Катар отгрузил 18 партий против 509 годом ранее (Euronews), и азиатские покупатели пошли за замещающими партиями, прежде всего американскими. Те идут туда, где платят больше.

В конце июля Азия платила на $46 за тысячу кубометров больше Европы, и танкеры уходили на восток. Чтобы развернуть их, Европе пришлось перебить азиатскую цену: 9 сентября TTF был дороже азиатского JKM уже на ≈$85. В августе Европа забрала 55% экспорта СПГ из США – более чем на 1 млн т больше, чем в июле (LSEG). TTF отражает уже не европейский баланс, а цену, по которой Европа перекупает газ у Азии.

Часть счёта Европа выписала себе сама. После июньского меморандума США и Ирана рынок ждал скорого возвращения катарских партий: по данным The Wall Street Journal, энергокомпании и трейдеры откладывали закупки. Ценовая кривая это поощряла: весной летние контракты стоили дороже зимних, и закачка не окупалась (разбирали в мае).

Надежды не оправдались: после новых атак на танкеры QatarEnergy продлила форс-мажор до ноября. По оценке компании, уцелевшим линиям сжижения нужно два месяца на перезапуск после восстановления безопасности в проливе, так что к концу сезона закачки катарский газ не успеет. Итог ожидания: 1 августа ПХГ ЕС были заполнены на 57,1% – минимум для этой даты за всю историю наблюдений (Euronews).

Погода добавила спрос именно тогда, когда газ нужно было убирать в хранилища. В мае–июле выработка ГЭС ЕС была минимальной как минимум за десятилетие (Ember), во Франции EDF из-за перегрева рек отключала и разгружала реакторы. Пробел закрывала газовая генерация, а продлённые ремонты в Норвегии урезали трубопроводные поставки. В сентябре добавилось безветрие, и дорогой газ перешёл в цену электроэнергии. 7 сентября сутки в Италии стоили €218,9/МВт·ч – почти вдвое больше среднего за 2025 год (€115), в Испании и Португалии – €172, в 2,6 раза больше испанского среднего (€65). Это максимумы с рубежа 2022–2023 годов (AleaSoft).

По данным ассоциации операторов газовой инфраструктуры Европы (GIE), на 5 сентября в ПХГ ЕС было 71,1 млрд м³ – на 13,6 млрд м³ меньше, чем годом ранее. Закачка идёт темпом около 2,6 ТВт·ч в сутки: к 1 ноября это даст лишь ≈80%, для 90% темп нужно почти удвоить. Зиму Европа начнёт с минимальным буфером, а с 1 января 2027 года вступит в силу запрет на российский СПГ по долгосрочным контрактам. В первом полугодии ЕС импортировал с Ямала рекордные 9,97 млн т (Kpler).

В текущих рыночных условиях дорогим газ на рынах ЕС делают низкие запасы в ПХГ, перебои в поставках с Ближнего Востока и конкуренция с Азией: свободных партий СПГ стало меньше, и за каждую Европе приходится переплачивать. Недокачанное летом придётся докупать зимой – на тех же условиях.

⚡️ 10 сентября Алжир объявил о разрыве дипломатических отношений с ОАЭ, дав послу 48 часов, и с полуночи 11 сентября закрыл небо для эмиратских бортов. Энергетическое измерение у этого сюжета есть – но лежит оно совсем не там, где его обычно ищут.

Официальных причин Алжир не назвал, ограничившись формулировкой о «провокационных и враждебных действиях». За ней стоят четыре сюжета.

Западная Сахара – бывшая испанская колония, 80% которой контролирует Марокко. Алжир поддерживает Фронт ПОЛИСАРИО, движение за независимость территории, и десятилетиями содержит его лагеря у себя в Тиндуфе. ОАЭ в ноябре 2020 года первыми из арабских стран открыли консульство в Эль-Аюне, публично встав на сторону Рабата.

Израиль. «Соглашения Авраама» – серия сделок 2020 года при посредничестве США, по которым ОАЭ, Бахрейн, Судан и Марокко нормализовали отношения с Израилем. Для Алжира это тот же самый сюжет: Рабат вошёл в сделку в декабре 2020-го в обмен на признание Вашингтоном марокканского суверенитета над Западной Сахарой.

Сахель и Ливия: Алжир обвиняет Эмираты в поддержке Халифы Хафтара, военных властей Мали и «Сил быстрой поддержки» в Судане. И Кабилия: поддержка Движения за самоопределение Кабилии (MAK), которое Алжир считает террористическим, – обвинение самое тяжёлое и публично ничем не подкреплённое.

С Марокко Алжир разорвал отношения ещё в августе 2021-го – и тогда же перекрыл газ: контракт на прокачку по газопроводу Магриб–Европа, шедшему через марокканскую территорию в Испанию, не продлили после 31 октября 2021 года. Рабат разом лишился около 800 млн м³ газа в год и более €50 млн транзитных платежей. Рвать по молекулам Алжир умеет и не стесняется.

С ОАЭ этого инструмента просто нет. Общей энергетической инфраструктуры у стран не существует: ни трубы, ни контрактов на поставку, ни совместной добычи. Это два конкурента, продающих углеводороды одним и тем же покупателям, а не друг другу.

Поэтому и движение TTF 10 сентября – закрытие у €80,9/МВт·ч, +2,1% за сутки – к алжирской новости отношения не имеет. Рынок реагировал на своё: хранилища ЕС в середине августа были заполнены на 60,8%, минимум за пять лет.

19 июля в Фритауне главы западноафриканских государств подписали межправсоглашение по Африканскому атлантическому газопроводу: 6800 км, 30 млрд м³/год нигерийского газа в Европу. Финансировать эти $25 млрд согласились ОАЭ, Европейский инвестиционный банк, Исламский банк развития и Фонд ОПЕК. А 4 июня Алжир начал строить собственный Транссахарский газопровод: $13 млрд, 20–30 млрд м³/год, те же нигерийские запасы, тот же европейский покупатель.

Абу-Даби оплачивает конкурирующий коридор – и идёт он через Марокко. Дуэль двух труб вышла из проектной плоскости в дипломатическую.

Позволить себе это Алжир может: 18,5% трубопроводного импорта газа ЕС (Eurostat, 2025) и 34,7% итальянского спроса в I полугодии 2026-го. Но главное его ограничение – внутреннее, а не дипломатическое. Спрос внутри страны перевалил за 45 млрд м³, свыше 95% электрогенерации – газовая, месторождения зрелые. Инвестплан Sonatrach на 2026–2030 годы ($60 млрд) – гонка не с Марокко, а с собственным потреблением.

Про энергопереход в Китае говорят все кому не лень, но обычно все сводится к объемам введнных мощностей генерации, может быть еще темпам ввода, фактическая же выработка часто незаслуженно остается в стороне. Здесь интересно погрузиться в цифры.

⚡️ На конец июля солнечная мощность Китая составила 1286 ГВт, угольная – 1285 ГВт (NEA, CEC). Но в том же полугодии страна ввела 30 ГВт новых угольных блоков, максимум для первого полугодия с 2016 года, а угольная выработка выросла на 3,4% (CREA, GEM). Паритет введенных мощностей скрывает две разные энергосистемы.

По итогам 2025 года солнце и ветер дали 47% установленной мощности Китая, неископаемые источники – 60% (NEA). В выработке пропорция обратная: из 10 573 ТВт·ч уголь дал 5757, или 54%, ветер и солнце вместе – 2310, или 22% (Ember). Гигаватт угля даёт за год примерно вчетверо больше киловатт-часов, чем гигаватт солнца. Средняя загрузка генерации упала до 3119 часов, на 312 меньше прошлогодней, и снижается дальше (NEA).

В 2025 году Китай ввёл рекордные 315 ГВт солнца и 78 ГВт угля. По выработке эти 78 ГВт при средней загрузке ≈4500 часов дают около 350 ТВт·ч, столько же, сколько все 315 ГВт солнца при ≈1100 часах (оценка). Угольный ввод года по выработке равен солнечному рекорду, только о нём не пишут (см. график).

По данным Global Energy Monitor (GEM), 78 ГВт угля, введённые в Китае в 2025 году, – это максимум за десятилетие и 80% мирового ввода. В первом полугодии 2026 года добавлено ещё 30 ГВт, на 43% больше прошлогоднего, при выводе 2,7 ГВт: десять новых на каждый закрытый. Разрешения сжимаются: 45 ГВт за 2025 год, минимум за четыре года. Но заявок подано рекордные 161 ГВт, а портфель разрешённых и строящихся станций на середину 2026 года – 274 ГВт, 22% действующего парка (CREA, GEM).

Для масштаба: этот портфель больше всего угольного парка США (около 170 ГВт, EIA, май 2025) и индийского (≈226 ГВт, CEA). Сам парк в 1285 ГВт больше угольных мощностей всего остального мира: мировой итог – 2175 ГВт (GEM). В китайской официальной риторике уголь называют «балластным камнем» энергобезопасности, и балласт продолжают догружать.

Экономика этого ввода весьма специфична. Загрузка угольных станций упала до 48–51% (Wood Mackenzie, Carbon Brief), а новые проекты закладывают в обоснования более 4800 часов в год – больше, чем парк отработал даже в лучшем за десятилетие 2023 году (4685 часов). Разрыв закрывает регулятор. С 2024 года станции получают плату за мощность: 100 юаней за кВт в год, 165 в провинциях с высокой долей ВИЭ; с 2026 года не менее половины нормативных постоянных затрат (NDRC). В 2024 году это стоило более 100 млрд юаней (Carbon Brief). Сверху – контракты, обязывающие генераторов поставить 60–70% прошлогоднего объёма.

Результат виден в сети. За первое полугодие 2026 года Китай ограничил 360 ТВт·ч ветровой и солнечной выработки, на 49% больше прошлогоднего и больше всего прироста спроса (GEM). По NEA ограничения – 8,6% для солнца и 9,1% для ветра, по скорректированной на погоду оценке CREA и GEM – 26%. Одновременно ввод солнца за январь–июль сократился на 61%, до 86 ГВт, а выпуск солнечных элементов падает одиннадцатый месяц подряд (NEA, CREA). Уголь построен как резерв, но законтрактован на работу, а вытесняют из графика солнце.

Энергопереход Китая реален, но специфичен. Любой тезис о зеленом Китае стоит сверять с 1,29 ТВт угля в строю и 274 ГВт в портфеле строящихся мощностей.