НАК „НАФТОГАЗ УКРАЇНИ“. Річний звіт (2016 рік) - 5

68

69

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

РИНОК Г

АЗУ

Ситуація на європейському 

ринку газу

У 2016 році попит на газ у Європі збіль‑
шився, зокрема через підвищення цін на 
альтернативні джерела енергії (вугілля)

1

. 

Внутрішній видобуток газу в країнах ЄС 
тримався на рекордно низькому рівні, 
132,9 млрд куб. м (за даними Eurostat), 
оскільки уряд Нідерландів посилив 
обмеження щодо обсягів видобутку на 
родовищі Гронінген з 27 до 24 млрд куб. м.   

                                    

1

 З огляду на те, що ціни на вугілля були вищими ніж 

ціни на газ, у 2016 році відбувся частковий перехід 
з вугілля на газ в країнах Північно‑Західної Європи. 
Використання вугілля у Великобританії для вироблення 
електроенергії скоротилось в основному через постій‑
ний вплив цін на діоксид вуглецю, а також через виве‑
дення з експлуатації ряду вугільних електростанцій.

 На цьому фоні імпорт російського газу 
до Європи досяг рекордно високого 
рівня

2

, 178,3 млрд куб. м, тоді як імпорт 

з Норвегії тримався на такому ж рівні 
як і в 2015 році

3

 – 108 млрд куб. м. 

Основною причиною підвищення рівня 
імпорту з РФ були привабливі ціни 
на російський газ по довгостроковим 
контрактам європейських клієнтів 
Газпрому, оскільки різке падіння цін 
на нафту та похідні нафтопродукти 
в 2015 році та на початку 2016 року 
(до яких в основному прив’язана 
ціна російського газу) повною мірою 
відобразилося на контрактній ціні вже 
в 2016 році. Це дозволило європей‑

2

 http://www.gazpromexport.ru/en/statistics/ 

3

 https://www.statoil.com/content/dam/statoil/

documents/annual‑reports/2016/statoil‑2016‑
annualreport‑20‑F.pdf.pdf ст.16

Відносна динаміка цін на енергоносії з початку 2016 року

(ціна станом на 1 січня 2016 року = 100%)

Ціна газу на хабі TTF, дол./МВт год
Ціна марки Brent, дол./барель
Ціна вугілля (API2), дол./т

Джерело: Thomson Reuters Eikon

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

50

100

150

200

%

Відносна динаміка цін на газ на різних ринках

з початку 2016 року (ціна станом на 1 січня 2016 року = 100%)

Ціна газу на хабі TTF, дол./МВт год
Ціна газу на хабі NBP, дол./терм
Ціна газу на хабі NCG, дол./МВт год
Ціна газу на Henry Hub, дол./MMBTU

Джерело: Thomson Reuters Eikon

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

50

100

150

200

%

70

71

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

ським імпортерам нарощувати імпорт 
зі сходу в період спаду на ринку 
нафти і скорочувати імпорт з інших 
напрямків

4

. Ціни на російський газ 

були привабливішими, ніж ціни на СПГ, 
при цьому у 2016 році обсяги поставки 
СПГ на світовому ринку зросли на 
7,5%, однак були нижчими, ніж очіку‑
валось. Основними споживачами СПГ 
були Китай, Індія та Близький Схід, які 
компенсували зниження імпорту Японії 
та Латинської Америки. 

Ціна на газ у 4 кварталі була вищою 
у порівнянні з попередніми періода‑
ми у зв’язку з фактором сезонності, 
зокрема через падіння температури 
нижче довгострокової нормальної, 
та підвищенням попиту на газ. Через 
різке похолодання наприкінці 2016 – на 
початку 2017 року європейські ціни на 

4

 http://en.pgnig.pl/documents/18252/1757433/

Consolidated+annual+report_GKPGNiG_2016.
pdf/70fb36d6‑4879‑48aa‑a323‑f7e2d3a5fbd1 ст.161

газ стрімко зросли, однак згодом по‑
ступово впали. Серед інших факторів, 
що сприяли тимчасовому ціновому 
піку, був рекордно низький рівень 
запасів газу в газосховищах країн Пів‑
нічно‑Західної Європи, а також технічні 
проблеми у найбільшого у Велико‑
британії газосховища Rough

5

. Технічні 

проблеми цього сховища відчутно 
впливали на динаміку цін на газ впро‑
довж 2016 року і викликали занепоко‑
єння з приводу майбутніх поставок. За 
останніми даними оператора Centrica 
Storage Limited, газосховище відновить 
надання послуг закачування газу лише 
з травня 2018 року. Цей фактор може 
призвести до більш різького підвищен‑
ня цін на газ у Великобританії під час 
опалювального сезону 2017/2018 років.

5

 Rough ‑ єдине газосховище у Великобританії, що 

використовується для сезонного зберігання газу. 
На нього припадає 70% потужностей.

Транзит газу на європейський 

ринок

Рішення Єврокомісії про розширен-

ня доступу Газпрому до газопроводу 

OPAL
Ще однією подією, що сколихнула схід‑
ноєвропейський ринок газу в 4 кварталі 
2016 року, стало рішення Єврокомісії 
щодо умов доступу до потужностей 
газопроводу OPAL. 28 жовтня 2016 року 
Єврокомісія де факто дала можливість 
Газпрому збільшити частку викори‑
стання потужностей OPAL з 50% до 
понад 80%. Після аукціонів з продажу 
додаткових потужностей потік газу 
через газопровід OPAL почав зростати 
в другій половині грудня 2016 року і 
досяг максимуму в січні 2017 року (в 
середньому 95‑100 млн куб. м/день). 

Для України рішення Єврокомісії озна‑
чає зменшення транзиту російського 
газу та виручки від нього. Якщо Газ‑
пром отримає додаткові 30% за старим 
транзитним тарифом потужностей 
OPAL, транзит територією України може 
скорититися на 10‑11 млрд куб. м/рік, а тран‑
зитна виручка України – на суму понад 
300 млн дол. (оцінка на базі «старого 
контрактного тарифу»). 

4 грудня 2016 року компанія PGNiG 
Supply&Trading (PGNiG ST) подала свій 
позов з вимогою зупинити виконання 
рішення Єврокомісії. Компанія оскар‑
жує зазначене рішення, оскільки 
воно було прийнято з перевищенням 
повноважень, порушило принципи пра‑
вової визначеності, захисту законних 
очікувань і пропорційності, не узгоджу‑
ється з засадами політики ЄС, порушує 
положення Угоди про асоціацію між 
Україною та ЄС. Крім того, компанія 
зазначає, що при прийнятті цього 
рішення було неправильно застосовано 
статтю 36 Директиви 2009/73/ЄС щодо 
виключення нової газової інфраструк‑
тури від застосування окремих вимог 
Третього енергетичного пакету.

Наприкінці грудня Європейський суд 
призупинив рішення Європейської 
комісії щодо розширення доступу Газ‑
прому до газопроводу OPAL. Наразі суд 
перевіряє законність цього рішення. 
Незважаючи на те, що рішення про 
розширення доступу було призупинено 
ще наприкінці грудня, Газпром продов‑
жував транспортувати газ впродовж 
січня, оскільки забронював потужності 

на наступний місяць («month ahead») 
ще в грудні. На графіку вище видно, що 
завантаженість OPAL значно скоро‑
тилась 1 лютого 2017 року, оскільки 
аукціон на лютий з продажу додаткових 
потужностей не вдалося провести 
через судову заборону

6

.

Наприкінці лютого 2017 року Нафто‑
газ звернувся до Загального суду 
Європейського суду справедливості 
з запитом про долучення до справи 
за позовом компанії PGNiG ST, що 
оскаржує рішення Європейської комісії. 
Відповідно до Статуту Європейського 
суду справедливості, юридична особа 
може долучитися до справи, якщо вона 
зможе довести свій інтерес у справі. 

Нафтогаз надіслав такий запит на 
долучення, обґрунтувавши його попе‑
редньою практикою суду та вказавши 
негативні наслідки рішення Єврокомісії 
для компанії. Передусім це загроза 
безпеці постачання природного газу 
в Україну через припинення газових 
потоків з Польщі, погіршення конку‑
рентної позиції Нафтогазу, неочікувана 
зміна регуляторних та ринкових умов 
діяльності компанії.

Долучення Нафтогазу до справи дозво‑
лить українській компанії представити 
додаткові аргументи у справі, а також 
отримати доступ до матеріалів справи. 
Запит Нафтогазу на долучення до спра‑
ви, ініційованої PGNiG ST, знаходиться 
на розгляді суду згідно із встановлен‑
ним процесуальним порядком.

Окрім клопотання про залучення у якості 
третьої сторони, 27 березня 2017 року 
Нафтогаз подав до Загального суду 
Європейського суду справедливості 
позов проти Європейської Комісії з ви‑
могою скасувати рішення від 28 жовтня 
2016 року.

6

 http://www.platts.ru/latest‑news/natural‑gas/

london/outlook‑2017‑european‑gas‑supply‑demand‑
to‑remain‑26631430v

Ухвалення зазначеного рішення без 
консультацій з Україною порушує статтю 
274 Угоди про асоціацію між Україною та 
ЄС, а також зобов’язання ЄС за Догово‑
ром до Енергетичної хартії та Договором 
про заснування Енергетичного співтова‑
риства, оскільки посилює домінування 
Газпрому та пов’язаних з ним компаній.

Альтернативні трубопроводні проекти 

Росії
Негативні наслідки для статусу України 
як країни‑транзитера газу матиме і 
подальша реалізація проекту будівниц‑
тва Північного Потоку 2 ‑ експортного 
газопроводу з РФ.

Північний Потік 2 – це проект екс‑
портного газопроводу з РФ до Європи 
через Балтійське море, що проходить 
територією Німеччини в районі Грайф‑
свальду, неподалік від точки виходу 
трубопроводу Північний потік. Пла‑
нується, що сукупна потужність двох 
гілок Північного потоку 2 становитиме 

55‑60 млрд куб. м на рік, окрім того 
було анонсоване збільшення потуж‑
ностей побудованого раніше Північного 
потоку до 60 млрд куб. м. Таким чином, 
сумарна проектна потужність Північно‑
го потоку та Північного потоку 2 може 
скласти 110‑120 млрд куб. м/рік.

Будівництво та запуск у 2011 році Північ‑
ного потоку призвело до зменшення 
завантаження ГТС України на 20‑40%.

Окрім зменшення обсягів транзиту 
через Україну, будівництво Північного 
потоку 2 загрожує енергетичній безпеці 
ЄС, посилює позицію Росії у Європі та 
суперечить принципам Енергетичного 
співтовариства.

Газпром також реалізує проект будівниц‑
тва газопроводу Турецький потік, що про‑
лягатиме через Чорне море та Туреччину 
до Греції та матиме дві гілки загальною 
потужністю 31,5 млрд куб. м/рік, що загро‑
жує зупинкою транзиту через Україну в 
південному напрямку.

Щоденні обсяги транзиту газопроводом OPAL (через точку

входу Greifswald), млн куб. м/день

2015
2016
2017

Джерело: офіційний сайт OPAL

Січень

Лютий

Березень

Квітень

Травень

Червень

Липень

Серпень

Вересень

Жовтень

Листопад

Грудень

0

20

40

60

80

100

Рішення Єврокомісії та наступні аукціони з продажу додаткових потужностей 

газопроводу OPAL збільшили його завантаження з грудня 2016 року

Зупинка газопроводу 

Північний потік

2008 2009 2010 2011

2012 2013 2014 2015 2016

Транзит територією України 
(за даними Нафтогазу, з урахуванням транзиту газу 
«РосУкрЕнерго АГ»)

119,6

95,8

98,6

104,2

84,3

86,1

62,2

67,1

82,2

Транзит через Північний потік (за даними з сайту IEA)

‑

‑

‑

0,7

11,3

23,5

34,0

37,7

43,7

Довідково: транзит російського газу для європейських споживачів Україною у 2016 році збільшився завдяки зростанню експорту газу з РФ до Європи.

Динаміка обсягів транзиту російського газу територією України та обсяги постачання газу 

газопроводом Північний потік, млрд куб. м/рік

Кількість приватних імпортерів природного газу в Україну

на кінець відповідного року

Джерело: за даними Укртрансгазу

5

2014

2015

2016

18

35

0

5

10

15

20

25

30

35

Обсяги українського транзиту залежатимуть від розвитку 

нових російських альтернативних газопроводів

9 

Зменшення транзиту в 2020 році через заміщення обсягів транспортування до Туреччини 

10 

Експорт до країн Південно-Східної Європи залежить від розвитку нової інфраструктури в регіоні

Джерело: очікування зовнішніх консультантів та менеджменту компанії

СЦЕНАРІЇ ЩОДО ОБСЯГІВ ТРАНЗИТУ В 2017-2020 РОКАХ, МЛРД КУБ. М

Очікування менеджменту 
відповідно до існуючої 
інформації про стан 
реалізації проектів

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2

Побудова з затримкою

Якщо забезпечить
експорт лише
до Туреччини

9

Якщо забезпечить
експорт
до Туреччини та
до країн
Південно-Східної
Європи

10 

За графіком

ТУ

РЕЦЬК

ИЙ ПО

ТІК

74

84 82

55-65

74

84

82

35-45

74

84

82

0

74

84

82

5-15

72

73

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Інтерконектор «Україна-Польща»
Щоб збільшити імпорт газу в Україну 
з Європи через Польщу та уможли‑
вити зберігання європейського газу 
в українських підземних сховищах, 
Укртрансгаз активно працює над 
будівництвом інтерконектора Укра‑
їна‑Польща. Цей проект дозволить 
створити східноєвропейський газовий 
хаб з можливістю прокачувати до      
8 млрд куб. м газу на рік з Польщі в 
Україну та до 7 млрд куб. м газу на 
рік ‑ з України до ЄС. Інтерконектор 
є частиною Північно‑Південного 
газового коридору, що поєднає 
LNG‑термінал у Свиноустьї з країнами 
Центральної та Західної Європи. Нара‑
зі максимальна пропускна здатність 
постачання газу з Польщі до України 
складає 1,5 млрд куб. м/рік.

Українсько‑польський інтерконектор 
включений до Десятирічного плану роз‑
витку ENTSOG на 2015‑2025 роки, а також 
до списку проектів спільного інтересу 
Енергетичного співтовариства (PMI). 
Окрім того, 4 березня 2016 року Державна 

експертиза надала позитивний висновок 
щодо проектної документації. Укртрансгаз 
фінансуватиме проект власними коштами 
і вже уклав контракт на проектні роботи.

В цей час триває опрацювання прове‑
дення спільної процедури Open Season 
на нові потужності інтерконектора на 
польській та на українській стороні, тому 
Укртрансгаз зацікавлений в проведенні 
консультацій з учасниками газового рин‑
ку. Очікується, що українська й польська 
ділянки інтерконектора будуватимуться 
одночасно і будуть готові до середини 
2020 року.

Імпорт природного газу  

в Україну

У 2016 році Україна не імпортувала 
газ з Росії. Завдяки ліквідації газо‑
вої залежності від Росії, Нафтогаз та 
решта українських імпортерів тепер 
мають доступ до інших постачальників 
газу і можуть обирати серед декількох 
десятків постачальників. Спільними 
зусиллями багатьох учасників вдалося 
організувати поставки газу в Україну 

винятково з європейського напряму в 
обсягах, достатніх для задоволення по‑
треб країни. Ще 10 років тому Україна 
імпортувала в п’ять разів більше 
газу. При цьому у 2016 році імпорт 
газу зменшився на 32% у порівнянні з 
попереднім роком – з 16,4 млрд куб. м до 
11,1 млрд куб м. Скорочення імпорту газу 
зменшує негативний вплив на платіжний 
баланс та ВВП.

Частка Нафтогазу в імпорті скороти‑
лася на користь приватних трейдерів 
та промислових споживачів. Минулого 
року незалежні імпортери завезли у 
2,6 рази більше газу, ніж у 2015 році        
(2,9 млрд куб. м проти 1,1 млрд куб. м). 
Кількість приватних імпортерів зросла 
вдвічі й перевищила три десятки.

У 2016 році Нафтогаз імпортував з євро‑
пейського ринку 8,2 млрд куб. м газу, що 
на 1 млрд куб. м (11%) менше, ніж у попе‑
редньому році. Загальний обсяг імпорту 
зменшився на 47% проти 2015 року. У 
звітному періоді Нафтогаз працював з 15 
постачальниками, частка жодного з яких 
не перевищувала 30% від обсягу імпорту.

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2:

інструмент для посилення монопольного 
становища та можливих зловживань Росії на 
європейському газовому ринку

Довідка

•  Північний потік 2 (ПП2) – російський проект 

будівництва газопроводу в Балтійському 
морі. Його мета – починаючи з 2019 року 
подвоїти потужність наявного підводного 
газопроводу Північний потік  (ПП), що 
з’єднує Росію та Німеччину, з 55 до 110‑120 
млрд куб. м/рік (що відповідає річній потребі 
Німеччини в газі).

•  У 2015 році Газпром домовився з п’ятьма 

західноєвропейськими компаніями (BASF, 
E.ON, ENGIE, OMV та Shell) про спільну реа‑
лізацію проекту. Після рішення польського 
антимонопольного регулятора в 2016 році 
західні учасники вийшли з партнерства. У 
2017 році Газпром повідомив, що партнери 
все ж фінансуватимуть проект.

•  Газпром заявляє, що готовий розвивати та 

фінансувати проект вартістю 10,3 млрд дол. 
самотужки.

•  На Росію припадає близько 30% імпорту газу 

до Європи та 60% імпорту до Німеччини.

•  Запуск ПП2 посилить домінування Росії 

на газовому ринку ЄС і спричиняє низку 
проблем, пов’язаних з конкуренцією, 
енергетичною безпекою, геополітикою та 
міжнародною безпекою. Це економічно 
недоцільний проект, оскільки очікувані в 
2020 році тарифи на українському маршруті 
будуть набагато (до 4‑х разів) нижчими, ніж 
у ПП2, коли його збудують.

Наслідки

Для конкуренції: 

•  ПП2 не з’єднає ЄС з новими джерелами газу, 

а просто змінить напрямок потоків росій‑
ського газу з наявних джерел. Це переспря‑
мування призведе до концентрації поставок 
російського газу в Північних потоках.

•  Трубопроводи, якими зараз газ зі Сходу 

йде через території України та Польщі, 
стануть менш ефективними через меншу 
завантаженість.

•  ПП2 створить надлишкові потужності для 

постачання російського газу в Німеччину, 
через що поставки СПГ стануть менш вигід‑
ними. Враховуючи стабільний прогнозова‑
ний попит у ЄС, Росія ймовірно відбере част‑
ку голландських, британських та норвезьких 
постачальників, які скорочують виробництво, 
що посилить панування Газпрому.

•  Промислові споживачі у Центральній, Східній 

та Південній Європі стануть менш конку‑
рентоспроможними порівняно з німецьким 

підприємствами, оскільки у цьому регіоні 
ціна газу включатиме додаткові витрати на 
доставку.

Для енергетичної безпеки: 

•  Переспрямування газових потоків може 

призвести до дефіциту газу в Центральній, 
Південній та Східній Європі (ЦСЄ та ПСЄ) 
через наявні в ЄС обмеження транспортних 
потужностей.

•  Північна та Західна Європа стане більш 

залежною від російського газу.

•  ЄС залежатиме від поставок російського 

газу морськими трубопроводами ПП та ПП2. 
На відміну від традиційних сухопутних марш‑
рутів, несправність може зупинити роботу 
всього підводного газопроводу довжиною 1 
200 км на кілька тижнів.

•  Вихід з ладу навіть одного з чотирьох 

трубопроводів зруйнує безпеку газопоста‑
чання в ЄС.

Для міжнародної безпеки:

•  Щоб запобігти пов’язаним з постачанням 

ризикам, Росія як власник трубопроводів та 
газу, який ними транспортується, може заба‑
жати посилення своєї військової присутності 
в Балтійському морі, щоб захистити важли‑
вий газовий маршрут. Це може викликати 
напругу серед членів НАТО, яким доведеться 
обирати між безпекою та газом.

Екологічні фактори:

•  На відміну від газопроводу ПП, ПП2 сам 

по собі не враховує інтересів ЄС. Проект 
спрямований на створення надлишкової 
та об’єктивно непотрібної газової інфра‑
структури, функцію якої можуть з легкістю 
виконувати вже існуючі берегові споруди. 
У той же час будівництво та експлуатація 
газопроводу ПП2 неминуче вплине на умови 
життя відповідних видів тварин та рослин 
та поставить під загрозу морське природне 
середовище. Реалізація цього проекту неви‑
правдано змінить баланс між економічними 
приватними інтересами організатора проек‑
ту та екологічними інтересами громади на 
користь першого.

Для геополітичної ситуації: 

•  ПП2 – це знаряддя російської стратегії 

«розділяй та володарюй». Країни ЦСЄ та 
ПСЄ вже дуже залежні від російського газу. 
Сконцентрувавши доставку газу у власних 
Північних потоках, Росія посилить контроль 
над інфраструктурою та постачанням газу 
в Європі.

•  Змінивши мапу газових потоків у Європі, 

Росія зможе пропонувати країнам ЦСЄ та 
ПСЄ знижки на газ в обмін на політичні 
поступки і таким чином отримає інструмент 
для втручання в рішення ЄС.

•  Через ПП2 Росія отримає важіль впливу на 

Німеччину. Територією Німеччини прохо‑
дитиме ключовий транзитний маршрут 
постачання газу до інших країн‑членів ЄС. 
Відомі непоодинокі випадки, коли Росія 
використовувала роль країн‑транзитерів для 
створення тиску на них з боку країн‑спожи‑
вачів газу. 

•  При цьому ПП2 та його продовження на 

території Німеччини опосередковано 
належатиме російському уряду, що створює 
ризик того, що ключова газотранспортна 
інфраструктура може буте використана у 
некомерційних цілях.

Суперечка щодо застосовуваного права: 
«правовий вакуум»

•  Прихильники та противники проекту спере‑

чаються, чи право ЄС має бути застосова‑
ним до ПП2 і в якій мірі. Якщо енергетичне 
та антимонопольне законодавство ЄС буде 
повною мірою застосоване, то газопровід, 
ймовірно, не буде збудований.

•  Трубопровід пролягатиме через територію 

чотирьох країн‑членів ЄС: Фінляндії, Швеції, 
Данії та Німеччини. Для втілення проекту 
необхідно отримати висновки, зокрема, 
екологічної експертизи від кожної з країн.

•  Німеччина та Газпром наполягають на тому, 

що проект – це суто комерційна угода і 
відповідно вона має регулюватися виключно 
німецьким правом щодо сухопутної частини 
трубопроводу, тим часом як на морську його 
частину європейське право не поширю‑
ється.

•  Данія та Швеція звернулися до Європейської 

комісії з проханням пояснити, чи право ЄС 
має повною мірою застосовуватися до ПП2.

•  За повідомленнями ЗМІ, у своїй відповіді на 

запит скандинавських країн Європейська 
комісія підтвердила, що правила застосу‑
вання законодавства ЄС, включно із Третім 
енергопакетом, до підводних газопроводів є 
нечіткими. Разом з тим, Європейська комісія 
наголосила на тому, що ПП2 не може бути 
побудований та працювати виключно за 
законодавством Росії і не може існувати у 
правовому вакуумі.

•  Європейська комісія звернулася до кра‑

їн‑членів ЄС за мандатом на переговори з 
Росією стосовно заперечень проти ПП2. При 
цьому комісія наполягатиме на поширенні 
на проект ПП2, включно з його морською 
частиною, основних принципів європейсько‑
го енергетичного права.

•  У квітні 2017 року Данія оголосила про 

наміри змінити національне законодавство, 
щоб мати можливість заблокувати проект з 
міркувань безпеки та геополітики.

Північний потік 2 та Турецький потік - два російських проекти,

що дозволять Росії припинити транзит територією України з 2020 року

МАРШРУТИ ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ
З РОСІЇ ДО ЄВРОПИ

7

ПРОГНОЗ ОБСЯГІВ ТРАНЗИТУ УКРАЇНОЮ У 2020 РОЦІ

8

, 

МЛРД КУБ. М

7 

Включно з Туреччиною, але без Фінляндії, балтійських країн та Білорусі.

8

 За умови, що Ямал-Європа, Північний потік та Блакитний потік завантажені на 90%

Джерело: дані Нафтогазу, очікування зовнішніх консультантів, Газпром, офіційні повідомлення у пресі

Наявні газопроводи
Потенційні нові проекти

Європа  

Туреччина

Очікувані обсяги

експорту Росії 

до Європи

Законтрактовані

обсяги з Росії

до Туреччини

Наявні

альтернативні 

маршрути до ЄС 

Через

Блакитний

потік

Залишковий обсяг

через Україну

(без нових проектів)

Потужність

трубопроводів за

новими проектами

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2

55-60 млрд куб. м

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК

55 млрд куб. м

ЯМАЛ

39 млрд куб. м

ЧЕРЕЗ УКРАЇНУ

146 млрд куб. м

ТУРЕЦЬКИЙ ПОТІК

32 млрд куб. м 

БЛАКИТНИЙ ПОТІК

16 млрд куб. м

140-150

~85

15

10

55-65

80-90

25

Потужність нових 
проектів дозволить 
припинити транзит 
російського газу через 
Україну з 2020 року

74

75

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

За рахунок закупівлі реверсного газу в 
ЄС замість виконання необґрунтованих 
вимог Газпрому по сплаті за принципом 
«бери‑або‑плати» (Стокгольмський арбіт‑
раж повністю відхилив цю вимогу)  в 2‑4 
кварталах 2016 року Нафтогазу вдалося 
зекономити більше 4,0 млрд дол. У січні 
2017 року Газпром виставив Нафтогазу 
рахунок на сплату більше 5,3 млрд дол. за 
квітень‑грудень 2016 року, тоді як Нафто‑
газ фактично заплатив за весь імпорто‑
ваний в цьому періоді газ лише 1,24 млрд 
дол., або в 4,3 рази менше.   За оцінками 
Нафтогазу, якщо б компанія сплатила 
стільки, скільки вимагає Газпром, то ВВП 
України не зріс би на 2,3%, а впав би 
більше ніж на 2% в 2016 році. Раціонально 
очікувати, що в разі такої сплати відповід‑
ний негативний ефект відчувся би і на 

поточний рахунок платіжного балансу, 
валютний курс, дефіцит бюджету. Таким 
чином, зусилля Нафтогазу з диверсифіка‑
ції маршрутів та джерел постачання газу 
в Україну дозволили скоротити витрати 
на імпортований газ більш ніж у 4 рази 
порівняно із потенційними.

Видобуток природного газу  

в Україні

Річний видобуток газу за результатами   
2016 року склав 20,1 млрд куб. м, що на 0,5% 
більше ніж минулого року (19,9 млрд куб. м). 
Укргазвидобування збільшило видобуток 
газу на 77 млн куб. м до 14,6 млрд куб. м, 
що склало 73% видобутку природного 
газу в Україні в 2016 році. Компанія роз‑
почала реалізацію кількох масштабних 
інвестиційних проектів щодо закупівлі 

нового бурового обладнання та залучен‑
ня підрядників для проведення операцій 
з гідророзриву пласта. Також було оголо‑
шено тендер на буріння 90 свердловин 
протягом 2017‑2019 років.

Водночас Укрнафта через фінансові 
проблеми, зокрема з податковим боргом, 
й надалі стрімко зменшувала видобу‑
ток, закінчивши 2016 рік з результатом 
1,3 млрд куб. м, що на 14% або 205 млн куб. м 
менше, ніж минулого року. Компанія втрати‑
ла друге місце серед найбільших газовидо‑
бувних підприємств України.

Приватні компанії збільшили видобуток 
до 4,2 млрд куб. м, або на 5,5% порівняно 
з 2015 роком, значно пригальмувавши 
нарощування видобутку в порівнянні з 
минулими роками (коли приріст скла‑
дав +15‑24% рік до року). Найнижче за 
останні шість років зростання у приват‑
ному сегменті пояснюється зменшенням 
інвестиційної та операційної активності 
протягом двох минулих років. В свою 
чергу, така ситуація була викликана 
декількома факторами: по‑перше, 
рекордним обвалом ринкових цін на газ 
(які визначаються імпортним паритетом), 
по‑друге, високими ставками рентної 
плати за видобуток вуглеводнів в Україні, 
які діяли протягом 2014‑2015 років

7

. 

7

 З 2016 року ставки ренти на видобуток газу для при‑

ватних компаній повернули до рівня дворічної давни‑
ни: з 55% до 29% при видобутку на глибині до 5000 м 
і з 29% до 14% при видобутку зі свердловин, глибших 
за 5000 м. З початку 2017 року рентні ставки для Укр‑
газвидобування були знижені до аналогічного рівня.

Фактична вартість імпортованого газу 

порівняно з вимогами Газпрому

за принципом «бери або плати» в 2016 році

Скільки зекономлено в 2-4 кв. 2016 року

Джерела: Нафтогаз, Державна служба статистики України

1

 суму, яку вимагає Газпром, рівномірно розподілено за кварталами відповідно до кількості днів згідно з підходом, що використовується Газпромом для розрахунку

2

 дані Державної служби статистики України

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

0

1

2

3

4

5

6

Вартість газу, імпортованого 

всіма компаніями

2

, млрд дол

Вартість імпортованого Нафтогазом газу, 

млрд дол

Грошові вимоги Газпрому за принципом 

«бери або плати» в 2016 році

1

, млрд дол

Грошові вимоги Газпрому за принципом 
«бери або плати» в 2016 році

1

, млрд дол

Вартість імпортованого Нафтогазом газу, млрд дол
Вартість газу, імпортованого всіма компаніями

2

, млрд дол

4 кв. 2016

3 кв. 2016

2 кв. 2016

1 кв. 2016

1,78

5,32

1,24

1,67

0,74

1,00

0,61

0,50

1,78

1,76

0,06

0,40

0,52

Економія 4,1 млрд дол. 

при порівнянні лише з 

імпортом Нафтогазу

Економія 3,7 млрд дол. 

при порівнянні з усім 

імпортом в Україну

Баланс поточного рахунку України та вартість імпорту 

природного газу, млн дол.

Рахунок поточних операцій України
Імпорт природного газу

Джерело: НБУ, Державна служба статистики України

2012

2013

2014

2015

2016

-20 000

-15 000

-10 000

-5 000

0

5 000

10 000

15 000

Використання природного газу

Протягом 2016 року обсяги використання 
природного газу в Україні у порівнянні з 
2015 роком скоротилися приблизно на 2%, 
до 33,2 млрд куб. м проти 33,8 млрд куб. м 
у 2015 році.

У 2016 році загалом на кінцеве вико‑
ристання природного газу припадало 
88,6% сукупного обсягу використання, 
решта (3,8 млрд куб. м та 3,5 млрд куб. м 
у 2016 та 2015 роках відповідно) була 
використана на задоволення виробни‑
чо‑технологічних потреб, у тому числі на 
забезпечення транзиту, транспортування 
і розподілу природного газу, а також на 
виробництво скрапленого природного 
газу.

Незначні темпи зменшення обсягів 
використання газу пов’язані перш за все 
зі зростанням споживання за регульо‑
ваними сегментами ринку. Зокрема, 
впродовж 2016 року побутові споживачі 
використали 11,9 млрд куб. м газу, що на 
0,6 млрд куб. м більше, ніж у 2015 році 
(+5%). 

Зменшення обсягів використаного 
природного газу у 2016 році порівня‑
но з 2015 роком відбулося зокрема 
за рахунок зменшення використання 
газу промисловістю (на фоні певного 
пожвавлення промислового виробни‑
цтва) на 11,4% (до 9,7 млрд куб. м проти 

Динаміка обсягів сукупного  використання природного газу 

в Україні у 2010-2016 роках (млрд куб. м)

Частка Нафтогазу у ринкових сегментах, що підпадають

(верхня частина) та не підпадають (нижня частина) під дію

Положення про покладення спеціальних обов’язків, 2015-2016 роки

30

40

50

60

57,7

0,35

59,3

1,22

0,42

33,8

33,2

50,4

54,8

0,59

42,2

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

НАК Нафтогаз України                  Інші

100%

100%

69%

31%

61%

39%

2015

2016

2015

2016

Динаміка використання природного газу промисловими 

споживачами (% до попереднього року)

Зміна обсягів використання природного газу за категоріями

споживачів протягом 2016 року, млрд куб. м

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

0

5

10

15

20

25

30

35

1,22

Динаміка різниці між ринковою та регульованою ціною

на природний газ, %

0

50

100

150

200

1,22

+0,58

33,4*

33,2

-1,24

+0,19

+0,23

2014

2015

2016

промисловість
металургія
хімічна промисловість
виробництва будівельних матеріалів
промислове використання газу

домогосподарства, бюджетні установи 
та релігійні організації
промислові споживачі
ТКЕ
виробничо-технологічні потреби 

2015 рік

12.15 01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16 11.16 12.16 01.17

04.17

03.17

02.17

домогосподарства,

бюджетні установи 

та релігійні організації

промислові

споживачі

ТКЕ

виробничо-

технологічні 

потреби

2016 рік

Джерело: Thomson Reuters, Нафтогаз 

Джерело: Нафтогаз 
*Без урахування зони АТО та неоформлених обсягів

Джерело: Нафтогаз, Державна служба статистики України

76

77

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

11,0 млрд куб. м у 2015 році). З урахуван‑
ням того, що зростання промислового 
виробництва спостерігалося в тих сек‑
торах, які традиційно є енергоємними 
та використовують велику кількість газу, 
це може свідчити про певне зниження 
енергоємності промислового вироб‑
ництва або його переорієнтацію на 
альтернативні джерела енергії. 

Значна частина поставок природного 
газу припадала на задоволення прямих 
потреб населення, теплокомуненерго 
(ТКЕ) та релігійних організацій, забезпе‑
чення яких здійснювалося Нафтогазом 
за регульованими державою цінами 
відповідно до покладених на компанію 
спеціальних обов’язків (ПСО). У 2016 році 
згадані категорії споживачів збільшили 
обсяги використання природного газу, 
причому таке збільшення лише частково 
пояснюється низькою температурою про‑
тягом опалювального сезону. Основним 
споживачем природного газу залиша‑
лося населення, на чиї потреби (разом зі 
використанням газу ТКЕ, що виробляють 
тепло для населення) у 2016 році було 
використано 17,6 млрд куб. м.

Інертність державного регулювання 
цін на природний газ для споживачів 
в рамках ПСО обумовила відставання 
регульованої ціни, встановленої навесні 
2016 року на рівні імпортного парите‑
ту, від актуального рівня її ринкового 
еквівалента. Це призвело до форму‑
вання відчутної цінової різниці, яка 
станом на кінець 2016 року сягала 40%. 
Така ситуація створює передумови для 
формування структурних диспропорцій 
в економіці та нераціонального спряму‑

Динаміка використання природного газу промисловими 

споживачами (% до попереднього року)

Зміна обсягів використання природного газу за категоріями

споживачів протягом 2016 року, млрд куб. м

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

0

5

10

15

20

25

30

35

1,22

Динаміка різниці між ринковою та регульованою ціною

на природний газ, %

0

50

100

150

200

1,22

+0,58

33,4*

33,2

-1,24

+0,19

+0,23

2014

2015

2016

промисловість
металургія
хімічна промисловість
виробництва будівельних матеріалів
промислове використання газу

домогосподарства, бюджетні установи 
та релігійні організації
промислові споживачі
ТКЕ
виробничо-технологічні потреби 

2015 рік

12.15 01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16 11.16 12.16 01.17

04.17

03.17

02.17

домогосподарства,

бюджетні установи 

та релігійні організації

промислові

споживачі

ТКЕ

виробничо-

технологічні 

потреби

2016 рік

Джерело: Thomson Reuters, Нафтогаз 

Джерело: Нафтогаз 
*Без урахування зони АТО та неоформлених обсягів

Джерело: Нафтогаз, Державна служба статистики України

Основні фактори зміни обсягів постачання

природного газу для задоволення прямих потреб

населення протягом 2016 року, млн куб. м

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

+309,9

11 283

11 879

+184,7

+99,3

2015 рік

погодний

фактор

збільшення 

нормативів

споживання 

інші

фактори

2016 рік

Основні фактори зміни обсягів постачання

природного газу для виробництва тепла (ТКЕ) для

населення протягом 2016 року, млн куб. м

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

+171

5 882

0

-309,4

5 774

2015 рік

погодний

фактор

збільшення 

нормативів

споживання 

інші

фактори

2016 рік

вання капіталу. Наприклад, реалізація 
природного газу за ціною, що суттєво 
нижча від ринкового рівня, обмежує 
обсяги інвестицій у розвідування нових 
запасів нафти та газу (на суму різниці 
в цінах) та нарощення їх видобутку 
для подолання залежності України від 
імпортних енергоносіїв. 

Для задоволення потреб населення у 
2016 році використано 17,6 млрд куб. м 
проти 17,2 млрд куб. м у 2015 році, у тому 
числі 11,9 млрд куб. м безпосередньо 
домогосподарствами для їх особистих 
потреб (приготування їжі, підігрів води 
та опалення) та 5,7 млрд куб. м теплоге‑
неруючими компаніями, які обслугову‑
ють домогосподарства. У зрізі регіонів 
дуже помітні географічні різниці у зміні 
обсягів використання газу населенням: 
північні та західні області України збіль‑

шили обсяги використання природного 
газу (за виключенням Київської області 
та м. Київ), у той час як південні та 
східні області обсяги зменшили (за 
виключенням Луганської області). Це 
могло пояснюватися температурним 
фактором, зокрема холоднішою зимою 
на півночі. 

Основними факторами зростання вико‑
ристання природного газу на потреби 
домогосподарств була більш низька 
температура протягом опалювальних 
місяців 2016 року (особливо у листопа‑
ді‑грудні), а також перегляд нормативів 
використання газу домогосподар‑
ствами, які не обладнані газовими 
лічильниками, у бік їх суттєвого збіль‑
шення (див. Постанову КМУ №203 від 
23.03.2016). Сукупна дія інших факторів, 
зокрема зміни поведінки споживачів 

при використанні газу на задоволення 
власних потреб, обумовила незначне 
зменшення сукупного використання 
природного газу для задоволення 
потреб домогосподарств, у тому числі  
завдяки проектам, спрямованим на 
енергозбереження.

Потенціал скорочення використання 
природного газу за рахунок підвищення 
енергоефективності та програм енерго‑
ощадливості суттєво обмежується чинною 
системою субсидіювання, яка потребує 
удосконалення в частині збереження мо‑
тивації домогосподарств до ефективного 
та ощадливого використання природного 
газу. Серед основних напрямів підвищен‑
ня ефективності програми субсидій є їх 
монетизація та дієві важелі, спрямовані на 
мотивацію до ощадливого використання 
природного газу.

78

79

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Збільшились обсяги використання газу
Використання суттєво не змінилось (+/-2%)
Зменшилося використання газу
Непідконтрольна территорія

*Без урахування тимчасово непідконтрольних територій в Луганській та Донецькій областях

Джерело:  Нафтогаз  

ХЕРСОНСЬКА

0,26/-4%

МИКОЛАЇВСЬКА

0,31/-1%

ВОЛИНСЬКА

0,28/13%

РІВНЕНСЬКА

0,31/21%

ЛУГАНСЬКА

ХАРКІВСЬКА

0,79/2%

ЧЕРНІГІВСЬКА

0,36/43%

ЗАПОРІЗЬКА

0,41/0%

ЧЕРНІВЕЦЬКА

0,27/-13%

ЖИТОМИРСЬКА

0,40/9%

ЧЕРКАСЬКА

0,45/12%

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

1,02/-2%

ПОЛТАВСЬКА

0,68/11%

СУМСЬКА

0,42/17%

КИЇВСЬКА

0,97/1%

КИЇВ

0,18/0%

ВІННИЦЬКА

0,55/12%

ОДЕСЬКА

0,52/-5%

КІРОВОГРАДСЬКА

0,28/5%

ЛЬВІВСЬКА

0,85/13%

ЗАКАРПАТСЬКА

0,41/5%

ХМЕЛЬНИЦЬКА

0,45/14%

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА

0,52/17%

ТЕРНОПІЛЬСЬКА

0,44/8%

АР КРИМ

Н/Д

Використання природного газу населенням у 2016 році 

та його зміна відносно 2015 року (млрд куб. м/% рік до року)

0,47/-19%

0,27/8%

ДОНЕЦЬКА

36

16

2

4

10

2

2

Ключові ініціативи енергоефективності

Більш 

ефективні/  

альтернативні 

котли

Модернізація 

газогонів

Термо -

модернізація

Термо -
модернізація

Разом

ТКЕ

Індивідуальні

котли

Транспорту-

вання та 

розподіл

Багато-

поверхові 

будинки

Приватні 

будинки

Економія газу

1

 

млрд куб. м 

~1.1

~3.0

~0.7

~0.8

~3.4

~5.5

~12

Інвестиції

млрд доларів

Висока
Низька

Програми енергоефективності в 

Україні

Програми

Реальний 

вплив на 

економію

«Теплі 

кредити»

IQ Energy

Установлення

приладів 

обліку

Фонд 

енергоефек-

тивності

Програми 

для ТКЕ

Статус

Розпочата у 2015 році, 

охопила понад

150 тисяч 

домогосподарств

Започаткована 

у травні 2016

~50% охоплення  

домогосподарств

лічильниками 

тепла

Очікується з 

2017 року

Очікується з 

2017

Більш 

ефективні/  

альтернативні 

котли

Ініціативи

Лічильники з 

терморегуляцією

Наявних програм недостатньо для подолання низької енергоефективності 

в Україні

1 

2015 рік як базовий 

Програми 

енергоефек-

тивності 

можуть 

 

забезпечити 
економію в 
рахунках для 
домогоспо-
дарств до 2,5 
млрд доларів та 
прискорити 
ринкові 
трансформації

РИНОК НАФТИ І 

НАФТОПРОДУКТІВ

Світовий ринок нафти

2016 рік відзначився найнижчим рівнем цін 
на сиру нафту за останні 12 років, середня 
вартість нафти марки Brent становила 44 
дол. за барель. Окрім цього, ціна нафти 
в 2016 році була й досить волатильною, 
коливаючись в діапазоні від 26 до 55 дол. 
за барель. 

Восени 2016 року на декількох засідан‑
нях представників країн‑членів ОПЕК 
були прийняті рішення щодо скорочення 
обсягів видобутку нафти з метою скоро‑
чення надлишкової пропозиції на ринку. 
Країни‑члени ОПЕК прагнуть досягти 
стабільної тенденції до укріплення світових 
цін на нафту завдяки переходу від політики 
«сталого видобутку» до політики «балансу 
попиту і пропозиції».

За даними Світового банку та ОПЕК, попит 
на нафту в 2016 році виріс на 1,3 млн ба‑
релів на добу, до 94,5 млн барелів на добу. 
Значне зростання показали країни ОЕСР, 
додавши 0,37 млн барелів на добу. Продо‑
вжився ріст в Китаї та Індії ‑ кожна країна 
додала по 0,29 млн барелів на добу. ОПЕК 
очікує, що у 2017 році рівень попиту зросте 
ще на 1,16 млн барелів на добу і досягне 
95,6 млн барелів на добу. 

У 2016 році на світовому ринку не було 
досягнуто балансу попиту і пропозиції 
нафтової сировини. У разі, якщо учасники 
угоди про обмеження видобутку зуміють 
її виконати, це має зменшити негативний 
баланс у 2017 році та скоротити світові 
комерційні запаси. 

Середньоквартальнi ціни на нафту Brent у 2015-2016 роках, 

дол. за барель

Джерело: S&P Global Platts

0

10

20

30

40

50

60

70

80

IV кв 2016

III кв 2016

II кв 2016

I кв 2016

IV кв 2015

III кв 2015

II кв 2015

I кв 2015

53,9

61,9

50,5

43,8

33,9

45,6

45,9

49,3

Світовий баланс попиту та пропозиції на нафту, млн барелів/день

Пропозиція
Попит на нафту

2013

2014

2015

2016

89

90

91

92

93

94

95

96

97

Джерело: щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок; Група Світового банку. (Перспективи світових товарних ринків)

80

81

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

робних заводів був значно вищим, ніж в 
2014 році.

Протягом 2016 року тренд зміни світових цін 
на нафтопродукти відповідав тренду зміни 
світової ціни на нафту. Зокрема, приріст 
ціни нафти у період січня – грудня 2016 року 
склав близько 75% (з 31 до 54 дол./барель), 
в той же час приріст споживчих цін на 
нафтопродукти в ЄС склав для бензину 6%, 
для дизельного палива близько 13%.

Видобування нафти та конденсату 

в Україні

Спричинене надлишком пропозиції 
зниження цін на нафту в 2014‑2015 роках 
досягло, імовірно, своєї критичної точки в 
2016 році. Американська «сланцева рево‑
люція», яка стала можливою завдяки ері 
«дорогої» нафти, дала свої плоди у вигляді 
додаткових, надлишкових обсягів нафти 
на ринку, а також поступового розвитку 
технологій, що призвели до здешевлення 
вартості видобутку нафти. 

В той же час зниження цін, викликане 
надлишковою пропозицією, призвело до 
того, що родовища з високою собівартістю 
видобутку та браком резервів зниження 
собівартості продукції не могли прибутково 
функціонувати. Окрім того, стрімке зни‑
ження цін на нафту призвело до згортання 
нафтовидобувними компаніями інвестицій‑
них програм з розвитку нових родовищ.  

Падіння світової ціни на нафту вплинуло і 
на компанії групи Нафтогаз – Укрнафту та 
Укргазвидобування. Через низький рівень 
інвестицій у буріння нових свердловин 
та проведення капітальних ремонтів у 
минулих періодах, на фоні природного 
спаду продуктивності родовищ, зниження 
світових цін на нафту та суттєвого рівня 
податкового навантаження в 2016 році, 
Укрнафта скоротила видобуток нафти і 
конденсату на 10%, а Укргазвидобування 
– на 5%. Окрім того, зменшились обсяги 
видобутку нафти та конденсату приватни‑
ми компаніями в Україні на 15%. 

Зазначену тенденцію можна пояснити 
насамперед запізнілою реакцією органів 
законодавчої влади на зміну кон’юнктури 
ринку та відповідно недостатньою гнуч‑
кістю системи оподаткування видобутку 
вуглеводнів в Україні – ставки ренти були 
знижені лише з січня 2017 року 

1

. Як резуль‑

1

 З 1 січня 2017 року ставка ренти на видобуток нафти 

та газового кондунсату зменшилася з 45% до 29% від 
вартості товарної продукції для покладів до 5 тисяч ме‑
трів  та з 21% до 14% для покладів понад 5 тисяч метрів

Рівень завантаженості НПЗ EU-16 та маржа нафтопереробки Brent

Маржа нафтопереробки Brent
північно-західна Європа (права шкала)
Рівень завантаженості НПЗ EU-16
(ліва шкала)

Джерело: щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок (2014-2016); МЕА (міжнародне енергетичне агентство) 
Світовий індикатор маржи переробки

I кв 15

II кв 15

III кв 15

IV кв 15

I кв 16

II кв 16

III кв 16

IV кв 16

83

85

87

89

91

3

4

5

6

7

8

9

10

до

л. за барель

%

Ціни на нафту Brent та рівень завантаженості НПЗ EU-16

Рівень завантаженості НПЗ EU-16 (права шкала)
Ціни на нафту Brent (ліва шкала)

Джерело: Fuels Europe dataroom; щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок (2014-2016)

I кв 15

II кв 15

III кв 15

IV кв 15

I кв 16

II кв 16

III кв 16

IV кв 16

25

35

45

55

65

80

84

88

92

%

до

л. за барель

Динаміка світової ціни на нафту та нафтопродукти в ЄС

Ціна на бензин А-95 (ліва шкала)
Ціна на дизельне паливо (ліва шкала)
Ціна на нафту Brent (права шкала)

Джерело: S&P Global Platts; щотижневий енергетичний бюлетень Європейської комісії 

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

900

1 100

1 300

1 500

30

44

58

72

86

100

до

л./барель

євро/1000 літрів

За даними Секретаріату ОПЕК та Адмі‑
ністрації енергетичної інформації США, 
комерційні запаси нафти в країнах ОЕСР 
стабільно знижуються з літа 2016 року, 
але в той же час їх рівень залишається 
вищим за середній показник останніх п’яти 
років. Високий рівень запасів утримується 
тільки в США, де вони на кінець 2016 року 
перевищили середній показник останніх 
п’яти років приблизно на 30%.  Рівень запо‑
внення сховищ нафти в Європі наприкінці 
2016 року опустився нижче показника 
2015 року, а запаси нафти в Японії знизи‑
лись до багаторічного мінімуму.

Європейський ринок нафти 

та нафтопродуктів

Європейські потужності з переробки нафти 
складають близько 16% загальносвітових. 
За даними Європейської асоціації нафтопе‑
реробних підприємств (European Petroleum 
Refiners Association) рівень завантаженості 
НПЗ Європи в період з 2007 до 2015 рік 
знизився з 87% до 78%. В період з 2007 до 
2014 року було зупинено 17 нафтоперероб‑
них підприємств (переважно в Італії, Фран‑
ції та Великобританії) та станом на початок 
2015 року в Європі функціонувало 83 НПЗ.

Серед основних причин зниження заван‑
таженості європейських НПЗ —скорочення  
попиту на нафтопродукти, еволюція попиту 
(зменшення використання бензину на 
користь дизельного палива), збільшення 
частки вартості енергоресурсів в опе‑
раційних витратах НПЗ з одночасним 
зменшенням рівня маржі нафтопереробки, 
що в свою чергу підвищило чутливість 
нафтопереробних підприємств до різких 
змін вартості нафти та нафтопродуктів.

В 2015 та 2016 роках рівень завантаження 
європейських НПЗ дещо покращився у 
зв’язку зі  зростанням маржі переробки на 
НПЗ. Так, за даними IEA/KBC Monthly Global 
Indicator Refining Margins середня маржа 
переробки нафти на НПЗ північно‑за‑
хідної Європи ‑ близько 3,6 дол./барель 
в 2014 році, а в 2015 та 2016 році ‑ 7,3 та 
4,3 дол./барель відповідно. Маржа пере‑
робки зменшилися в 2016 році в порівнянні 
з 2015 роком в результаті збільшення рівня 
завантаженості світових потужностей 
нафтопереробки. 

Зниження рівня завантаження євро‑
пейських НПЗ у 2016 році в порівнянні з 
2015 роком відбулось через збільшення 
обсягів імпорту дизельного палива з Росії, 
США та країн Азії. Однак у 2016 році рівень 
завантаженості європейських нафтопере‑

Сценарії розвитку ситуації

на світовому ринку нафти

ШВИДКЕ ВІДНОВЛЕННЯ

ПОВІЛЬНЕ ВІДНОВЛЕННЯ

БРАК ІНВЕСТИЦІЙ

НАДЛИШОК ПРОПОЗИЦІЙ

Швидке зростання 

світового ВВП (понад 

3,2% на рік).

Зростання попиту на 

1,0% на рік

Члени ОПЕК 

зменшують 

видобуток для 

підтримки ціни

Видобуток НН 

збільшується на фоні 

зростання цін

Темпи зростання 

виробництва 

повертаються на 

рівень 

середньозважених

Попит

ОПЕК

Нетрадиційна 

нафта (НН)

Інше

Зростання світового 

ВВП на 2,8% через 

уповільнення 

економіки Китаю. 

Слабке зростання 

попиту (0,5% на рік)

Інвестиції у 

видобуток на рівні 

зростання попиту на 

ринку

Зростання обсягів 

видобутку НН 

уповільнюється та 

залишається на 

стабільному рівні з 

2020 року

Темпи падіння 

видобутку на 

розроблених 

родовищах 

прискорюються

Зростання світового 

ВВП на 2,8% через 

уповільнення 

економіки Китаю. 

Слабке зростання 

попиту (0,5% на рік)

Обмеження ОПЕК 

щодо видобутку 

збільшують 

можливість цінових 

сплесків

Темпи зростання 

обсягів видобутку 

НН відстають від 

рівня зростання цін

Високий рівень цін 

збільшує інвестиції в 

нові проекти 

Зростання світового 

ВВП на 2,8% через 

уповільнення 

економіки Китаю. 

Слабке зростання 

попиту (0,5% на рік)

Видобуток  членів 

ОПЕК на 

максимально 

можливих рівнях на 

фоні відсутності 

домовленостей 

щодо зменшення 

видобутку

Видобуток НН 

зростає за рахунок 

нових технологій та 

зменшення 

собівартості 

видобутку

Низький рівень повної 

собівартості для нових 

проектів (full life cycle 

costs) через технічні та 

економічні чинники

Джерело: оцінка сценаріїв зовнішніми консультантами та Нафтогазом

Світовий баланс попиту та пропозиції на нафту

Ціна нафти Brent (права шкала)
Баланс попиту і пропозиції (ліва шкала)

Джерело: S&P Global Platts; щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок; Група Світового банку (Перспективи світових товарних ринків)

2013

2014

2015

2016

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

-30

0

30

60

90

120

до

л./барель

млн барелів/день

82

83

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

(котирування UralsMediterranean та 
UralsRotterdam). 

Переробка нафти та ринок 

нафтопродуктів в Україні

Внутрішній український ринок є недо‑
статньо насиченим нафтопродуктами 
вітчизняної переробки, що спричинено 
падінням вітчизняного видобутку, імпорту 
та переробки вуглеводнів, що призвело 
до збільшення частки імпорту нафтопро‑
дуктів.

За даними Державної фіскальної служби 
України за 2016 рік сумарний обсяг імпор‑
ту на митну територію України за кодом 
УКТЗЕД 2710 (нафта та нафтопродукти) 
склав 7,4 млн. т, а експорт нафтопродук‑
тів – 233,6 тис. т.

Загальноукраїнська потужність нафтопе‑
реробних підприємств складає близько 
40 млн т нафти на рік, що майже в чотири 
рази перевищує попит на продукти 
нафтопереробки в Україні. Незважаючи 
на достатні потужності НПЗ в Україні, 
рівень їхнього завантаження є дуже 
низьким. (близько 7%). На сьогодні лише 
Кременчуцький та Шебелинський НПЗ 
переробляють нафту і газовий конденсат, 
переважно вітчизняного видобутку, в 
обсязі близько 2,7 млн т вуглеводневої 
сировини в 2016 році. 

Україна всього за 10 років пройшла 
трансформацію від країни з надлишкови‑
ми нафтопереробними потужностями та 
експортера нафтопродуктів до країни, яка 
більше ніж на 80% залежить від імпорту 
нафтопродуктів.  

Кременчуцький НПЗ протягом 2015‑
2016 років переробляв нафту українських 
родовищ, імпортовану нафту сорту CPC 
Blend та газовий конденсат. Окрім того, з 
першого кварталу 2016 року завод виро‑
бляє дизельне пальне класу Євро 5. Так, 
за результатами розрахунків та наявної 
інформації з відкритих джерел Укртатнафта 
залучила в переробку на Кременчуць‑

Інформація про реалізацію нафти та конденсату 

Укрнафтою, 2015-2016 роки

Розрахункова ціна реалізації Укрнафта дол./барель
Ціна Platts Urals дол./барель (середньомісячна)

Джерело: УМВБ, S&P Global Platts, власні розрахунки

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

03.15

06.15

09.15

12.15

03.16

06.16

09.16

12.16

Баланс ринку нафтопродуктів України, 2016 рік, млн т 

Джерело: Державна фіскальна служба України, Нєфтєринок, Oilnews, власні розрахунки

-0,2

2,7

8,5

11,0

Експорт

Виробництво

Імпорт

Баланс

-2

0

2

4

6

8

10

12

Баланс ринку моторного палива України, 2016 рік, %

Виробництво
Імпорт

18

82

Джерело: Нафтогаз, Нєфтєринок, Oilnews, власні розрахунки

Баланс ринку моторного палива України, 2016 рік, %

Виробництво
Імпорт

18

82

Джерело: Нафтогаз, Нєфтєринок, Oilnews, власні розрахунки

тат, при високому рівні оподаткування в 
2016 році видобувним компаніям довелося 
працювати в умовах недофінансування

 програм розвитку. З огляду на змен‑
шення податкового навантаження на 
операції з видобутку вуглеводнів в 
Україні, в майбутніх періодах очікується 
збільшення обсягів буріння та видо‑
бутку вуглеводнів, зокрема нафти та 
газового конденсату.

Реалізація нафти в Україні

Близько 90% обсягів видобутку нафти і 
газового конденсату в Україні забезпе‑
чують Укрнафта та Укргазвидобування 
(близько 68% та 22% відповідно). При 
цьому Укргазвидобування здійснює 
переробку нафти і газового конденсату 
на власних виробничих потужностях, 
а Укрнафта реалізовує нафту і газо‑
вий конденсат власного видобутку на 
аукціонах відповідно до статті 4 Закону 
України «Про нафту і газ» та Порядку 
організації та проведення біржових 
аукціонів з продажу нафти сирої, 
газового конденсату власного видобут‑
ку і скрапленого газу, затвердженого 
постановою Кабінету Міністрів України 
від 16.10.14 №570.

На сьогодні переробка нафтової 
сировини в України здійснюється лише 
Кременчуцьким НПЗ у обсязі близько 
2,1 млн т на рік – переважно це нафта 
і газовий конденсат вітчизняного 
видобутку. Інші п’ять вітчизняних НПЗ не 
переробляють нафти та в короткостро‑
ковій перспективі відновлення їх роботи 
є малоймовірним.

Згідно з нормами Порядку та затвер‑
дженої аукціонної схеми, розрахунок 
стартових цін реалізації нафти влас‑
ного видобутку здійснюється зазвичай 
на основі та за даними видання Crude 
Oil Marketwire агентства Platts щодо 
середнього значення ціни фактичних 
угод з продажу нафти сорту Urals 

Видобуток нафти і конденсату в Україні, тис. т

Інші
Група Нафтогаз

Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля

2013

2014

2015

2016

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

302

2 674

308

2 421

280

2 183

236

2 003

Динаміка обсягів видобутку/імпорту нафти в Україні, 

2005-2016 роки

Імпорт млн т/рік
Видобуток млн т/рік

Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля, Центр досліджень енергетики, Державна фіскальна служба України

2013

2005 2006 2007 2008 2009

2010

2011

2012

2014

2015

2016

0

3

6

9

12

15

14,6

10,7

9,8

4,4

4,5

4,5

4,3

4,0

3,6

3,4

3,3

3,0

2,7

2,4

2,2

5,7

1,5

0,8

0,2

0,2

0,5

7,2

7,8

6,6

Підприємства групи Нафтогаз в структурі видобутку нафти 

і конденсату, 2016 рік, %

Укрнафта
Укргазвидобування
Інші

11

2
2
2

1
1

3

68

22

Нафтогазвидобування

Природні ресурси

ПГНК

Укрнафтобуріння
Еско-Північ

Інші

Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля, Нєфтєринок