Регуляторна готовність як нова конкурентна перевага українського газовидобутку

Юлія Боржемська. Менеджерка з регуляторної політики ДТЕК Нафтогаз

Резюме

Газовидобувний сектор України входить у фазу, в якій зростання видобутку, гармонізація з європейським регуляторним середовищем та нові енергетичні бізнес-моделі стають нерозривними. Галузь і надалі потребує більше свердловин, більше запасів і більше капіталу. Однак компанії, які залишатимуться конкурентоспроможними протягом наступного десятиліття, будуть тими, хто зможе одночасно забезпечувати відтворення запасів, підтверджувати відповідність європейським стандартам, управляти ризиками, пов’язаними з викидами метану та вуглецю, а також перетворювати активи газового сектору на ширші енергетичні платформи.

Майбутня експортна конкурентоспроможність України визначатиметься не стільки обсягом її газових ресурсів, скільки здатністю демонструвати відповідність європейським вимогам щодо метану, якості газу, прозорості та управління вуглецем. У наступне десятиліття доступ до ринків і капіталу може залежати від рівня регуляторної готовності не менше, ніж від геологічного потенціалу.

Відтак стратегічний порядок денний має бути ширшим, ніж просто «видобувати більше газу». Він повинен передбачати створення умов для оновлення ресурсно-запасної бази, відновлення механізмів міжнародного співробітництва, впровадження сумісних із вимогами ЄС правил щодо метану та якості газу, а також формування регуляторних умов для реалізації проєктів у сфері когенерації, зберігання енергії, водню, геотермальної енергетики та CCUS.

Рисунок 1. Нова формула конкурентоспроможності газовидобувних компаній

У результаті формується нова категорія конкурентоспроможності: регуляторно відповідний газ, який поєднує відповідність вимогам ЄС зі здатністю забезпечувати доступ до ринків і капіталу.

1. Європейська інтеграція змінює правила конкуренції

Історично конкурентоспроможність у секторі видобутку вуглеводнів визначалася трьома чинниками: запасами, витратами на видобуток та доступом до інфраструктури.

Європейська інтеграція додає четвертий чинник: здатність підтверджувати відповідність регуляторним вимогам. У майбутньому доступ до ринків дедалі більше залежатиме від показників щодо викидів метану, якості газу, прозорості ланцюгів постачання, дотримання правил доброчесності енергетичних ринків, розкриття ESG-інформації та готовності до використання декарбонізованих газів.

Регламент ЄС щодо метану (EU Methane Regulation) запроваджує обов’язкові системи моніторингу, звітності та верифікації, вимоги щодо виявлення та усунення витоків, а також обмеження на вентиляційні викиди та факельне спалювання.

REMIT II посилює вимоги до прозорості та запобігання маніпулюванню ринком на оптових енергетичних ринках, що означає необхідність для виробників газу впроваджувати більш жорсткі внутрішні механізми контролю не лише для забезпечення фізичної відповідності вимогам, але й для розкриття інсайдерської інформації та дотримання правил ринкової поведінки.

В результаті формується поняття «регуляторно відповідного газу» (regulation-compliant gas) - газу, який є не лише фізично доступним, але й підтверджено відповідає екологічним, технічним та ринковим вимогам. Таким чином, поряд із запасами, собівартістю та доступом до інфраструктури формується четвертий фактор конкурентоспроможності - регуляторна готовність. Подальші регуляторні реформи слід розглядати саме через їхній вплив на цей новий вимір конкурентної переваги. Після відновлення експорту відповідність вимогам щодо метану та якості газу може стати практично необхідною передумовою доступу до ринків Європейського Союзу.

2. Відтворення запасів залишається основою сталого розвитку

Жодна стратегія диверсифікації не може замінити надійну ресурсну базу. Кожне родовище, що перебуває в розробці, з часом виснажується. Для підтримання рівня видобутку компанії повинні компенсувати видобуті обсяги шляхом геологорозвідки, придбання активів, отримання нових ліцензій та введення в розробку вже відкритих ресурсів.

Практичне правило є простим: на кожен видобутий кубічний метр газу компанія повинна додати щонайменше один кубічний метр комерційно видобувних запасів. Якщо національною метою є збільшення внутрішнього видобутку, компаніям необхідні портфелі нових активів, запаси яких дорівнюють або перевищують обсяги запасів, що наразі перебувають у розробці.

Ключове інвестиційне питання полягає не в тому, чи володіє Україна ресурсами газу, а в тому, чи здатна вона створити регуляторну систему, яка перетворює геологічний потенціал на інвестиційно привабливі запаси. Самої наявності значних ресурсів недостатньо без передбачуваної класифікації, фіскальної стабільності та прозорих процедур затвердження.

2.1 Оновлення ресурсно-запасної бази

Значна частина геологічної інформації щодо вуглеводнів в Україні залишається застарілою. Оновлення у 2025 році Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин наблизило національні категорії до Рамкової класифікації ресурсів ООН (UNFC), однак підзаконні нормативно-правові акти та практичні інструкції все ще потребують оновлення.

Інвесторам слід надати можливість фінансувати оновлення геологічної інформації під державним контролем із подальшим поданням результатів на розгляд Державної комісії України по запасах корисних копалин (ДКЗ) та використанням цих результатів для підготовки аукціонів без надання неконкурентних прав на отримання спеціальних дозволів.

2.2 Розширення договірних механізмів залучення інвестицій

Україна потребує сучасних договірних інструментів, які є добре знайомими міжнародним інвесторам і широко використовуються у світовій галузі розвідки та видобутку вуглеводнів. Договори про спільну діяльність, farmout-угоди, угоди про спільну операційну діяльність (Joint Operating Agreement - JOA), контракти з розподілу ризиків (Risk Service Agreement - RSA), стандартизовані галузеві контракти протягом тривалого часу слугували механізмами розподілу геологічних ризиків, фінансування геологорозвідувальних робіт та залучення технічної експертизи. Водночас низка таких інструментів в Україні досі або фактично недоступна, або є комерційно непривабливою.

Одним із найбільш суттєвих бар’єрів є оподаткування природного газу, видобутого в межах договорів про спільну діяльність. Наразі українське законодавство застосовує спеціальну ставку рентної плати у розмірі 70% до газу, видобутого в межах механізмів спільної діяльності, незалежно від глибини залягання покладів, геологічної складності чи економіки проєкту. Такий підхід принципово відрізняється від загальної системи рентного оподаткування видобутку природного газу, яка передбачає диференційовані ставки залежно від геологічних умов та характеристик свердловин. У межах загального режиму ставки рентної плати для нових газових свердловин є суттєво нижчими та прив’язані до глибини залягання покладів, зокрема 12% для свердловин глибиною до 5000 метрів і 6% для свердловин глибиною понад 5000 метрів, тоді як видобуток із діючих свердловин, як правило, оподатковується за вищими, але також диференційованими ставками.

Застосування єдиної ставки рентної плати у розмірі 70% лише через те, що проєкт структуровано як договір про спільну діяльність, складно обґрунтувати як з економічної, так і з регуляторної точки зору. Такий підхід не враховує ризики проєкту, витрати на розробку, геологічну складність або глибину залягання покладів. У результаті проєкти з видобутку газу в межах договорів про спільну діяльність стали комерційно нежиттєздатними, а ця договірна модель фактично не використовується в українському секторі розвідки та видобутку вуглеводнів, зокрема приватними компаніями. Таким чином, чинне правило виконує меншою мірою фіскальну функцію, а більшою мірою є бар’єром для інвестицій.

Це питання є особливо важливим, оскільки договори про спільну діяльність не є нішевим правовим інструментом. У міжнародній практиці нафтогазові проєкти регулярно реалізуються через договірні структури, які дозволяють інвесторам розподіляти витрати, ризики, інфраструктуру та експертизу. Farmout-угоди дають змогу власникам ліцензій залучати партнерів, готових фінансувати витрати на геологорозвідку або розробку в обмін на частку участі в проєкті.

Окремої уваги заслуговують контракти RSA, які використовуються в окремих юрисдикціях як інструмент залучення капіталу та технологічної експертизи до геологорозвідувальних проєктів із підвищеним рівнем невизначеності. Такі договори дозволяють інвестору фінансувати геологорозвідувальні роботи та брати на себе ризик негативного результату в обмін на погоджений механізм винагороди у разі успішного відкриття або розробки родовища. Подібні інструменти можуть бути особливо корисними для складних або недостатньо вивчених об'єктів, де державі або чинному надрокористувачу складно самостійно забезпечити необхідний обсяг фінансування. Для проєктів, пов'язаних із пошуком і розробкою нових запасів, такі механізми дозволяють більш гнучко розподіляти геологічний ризик між учасниками та мобілізувати додатковий капітал на ранніх стадіях розвідки. Розширення можливостей використання сучасних договірних конструкцій, включаючи RSA, сприяло б залученню інвестицій у геологорозвідку та прискорило б перетворення ресурсного потенціалу на комерційно підтверджені запаси.

JOA забезпечують міжнародно визнані механізми управління багатосторонніми проєктами у сфері розвідки та видобутку. Стандартизовані галузеві контракти, розроблені такими організаціями, як AIPN та LOGIC, знижують трансакційні витрати, підвищують правову визначеність та полегшують участь міжнародних інвесторів.

3. Доступ до ринку стає питанням регуляторної відповідності

3.1. Регулювання викидів метану: питання доступу до ринку, а не лише екологічне зобов’язання

Регламент ЄС щодо метану докорінно змінює підходи до оцінки постачальників природного газу на європейському ринку. Від виробників дедалі частіше вимагатиметься наявність надійних систем моніторингу, звітності та верифікації викидів (MRV), програм виявлення та усунення витоків (LDAR), прозорої звітності щодо викидів метану, а також ефективного контролю вентиляційних викидів і факельного спалювання газу по всьому виробничо-збутовому ланцюгу.

Водночас практична імплементація Регламенту залишається складним завданням. Низка великих країн-експортерів газу та представників галузі висловлюють занепокоєння щодо застосування імпортних вимог, які почнуть діяти з 2027 року. На їхню думку, досі зберігається значна невизначеність щодо збору даних, процедур оцінки еквівалентності, механізмів верифікації та практичного підтвердження відповідності для виробників із країн, що не є членами ЄС. Ці виклики посилюються тим, що Європейський Союз продовжує розробку вторинного законодавства, імплементаційних актів та технічних рекомендацій, необхідних для повноцінного застосування окремих положень Регламенту.

20 липня 2026 року Європейська Комісія ухвалила рекомендації щодо механізмів забезпечення відповідності та режимів застосування санкцій у межах Регламенту про метан. Документ надав додаткові роз’яснення щодо можливих шляхів виконання вимог та рекомендував державам-членам ЄС утриматися від застосування фінансових санкцій за певні категорії порушень протягом перехідного періоду 2027–2029 років. Проте базові вимоги щодо звітності, моніторингу та підтвердження відповідності залишаються чинними й уже сьогодні потребують суттєвої підготовки з боку постачальників газу.

Для України це створює одночасно і ризик, і стратегічний імператив. У майбутньому доступ до європейського газового ринку може залежати не лише від собівартості видобутку чи відповідності параметрам якості газу, але й від здатності компаній підтверджувати відповідність вимогам щодо управління викидами метану. Якщо українські виробники не запровадять повноцінні системи моніторингу, звітності та верифікації викидів до відновлення масштабного експорту природного газу, частина потенційних експортних можливостей країни може бути втрачена незалежно від наявних запасів ресурсів.

У зв’язку з цим управління викидами метану має розглядатися не лише як складова кліматичної політики чи екологічного комплаєнсу. Воно повинно стати одним із ключових елементів комерційної готовності до експорту, нарівні з виробничою ефективністю, якістю газу та доступом до інфраструктури. Для українських газовидобувних компаній відповідність метановим вимогам поступово перетворюється з екологічного питання на фактор конкурентоспроможності та доступу до європейських ринків.

3.2. Прозорість, EITI та ESG: зниження ризиків інвесторського due diligence

Україна приєдналася до Ініціативи прозорості видобувних галузей (EITI) у 2013 році та за результатами останнього процесу валідації отримала статус «High» (високий рівень впровадження). Для інвесторів цінність EITI, однак, виходить далеко за межі забезпечення прозорості як такої. EITI сприяє зниженню трансакційних витрат під час проведення due diligence, підвищує передбачуваність регуляторних та фіскальних ризиків і забезпечує незалежне джерело інформації щодо ліцензій, обсягів видобутку, бюджетних надходжень, участі держави та системи управління у видобувному секторі.

Стандарт EITI 2023 року суттєво розширив сферу розкриття інформації, включивши питання викидів парникових газів, енергетичного переходу, бенефіціарної власності, діяльності державних підприємств, прозорості контрактів та інших ESG-орієнтованих показників.

Для нафтогазовидобувних компаній це означає, що інвестори дедалі частіше очікують отримувати інформацію не лише про обсяги видобутку, рентні платежі та податки, а й про викиди метану, практики факельного спалювання газу, кліматичні ризики, екологічні зобов’язання, структуру власності, рівень участі держави та довгострокову вразливість бізнесу до ризиків енергетичного переходу. Таким чином, Стандарт EITI 2023 року значно наблизився до інформаційних потреб банків, експортно-кредитних агентств, інститутів розвитку та інвесторів, які враховують ESG-фактори при ухваленні рішень.

Україна вже розкриває значний обсяг інформації в межах EITI, включаючи дані про видобуток, платежі, спеціальні дозволи та бенефіціарну власність. Попри окремі обмеження доступу до безпеково чутливої інформації в умовах воєнного стану, система залишається важливим джерелом незалежних даних для інвесторів.

EITI не конкурує із ESG чи CSRD-звітністю, а доповнює її. Значна частина показників, включаючи дані про викиди, кліматичні ризики, корпоративне управління та бенефіціарну власність, використовується одночасно в декількох системах розкриття інформації. Це створює можливість застосовувати принцип «звітуй один раз - використовуй багато разів» (report once, use many times), зменшуючи адміністративне навантаження на компанії.

Для інвесторів, які оцінюють українські проєкти у сфері видобутку вуглеводнів, EITI дедалі більше слугує надійним джерелом інформації на рівні країни та сектору, тоді як ESG- та CSRD-звітність забезпечують детальні дані про результати діяльності окремих компаній. Разом ці системи зменшують інформаційну асиметрію, підвищують прозорість сектору та сприяють зниженню регуляторного й інвестиційного ризику. У результаті прозорість поступово стає не лише елементом належного врядування, а й фактором доступу до капіталу та міжнародних партнерств.

Однак регуляторна відповідність стосується не лише прозорості або управління викидами метану. Все більшого значення набувають технічні стандарти, які безпосередньо впливають на економіку запасів та інвестиційні рішення в газовидобутку.

4. Якість газу - не лише технічне питання, а питання запасів та інвестицій

Гармонізацію українських вимог до якості природного газу з європейським стандартом EN 16726 та правилами взаємодії газових систем у ЄС слід розглядати не лише як технічну стандартизацію, а як складову більш глибокої трансформації газового сектору. Сьогодні газовидобувні компанії стикаються зі спільним викликом: як управляти діоксидом вуглецю (CO₂), що вилучається під час підготовки газу, зберігаючи конкурентоспроможність та відповідність кліматичним вимогам.

Для частини українських родовищ гармонізація з EN 16726 означатиме необхідність додаткової підготовки газу та інвестицій у газоочисне обладнання. Відтак питання якості газу безпосередньо впливає на економіку розробки родовищ, доцільність освоєння окремих запасів та інвестиційні рішення щодо нових проєктів.

У міру приведення українських правил щодо якості газу у відповідність до європейських вимог управління CO₂ стає не лише кліматичним, а й виробничим питанням газової галузі. Якщо під час підготовки газу виникає необхідність вилучення CO₂, виробникам дедалі більше потрібні економічно життєздатні механізми його транспортування, використання або постійного зберігання. У цьому контексті реформу вимог до якості газу та розвиток технологій уловлювання, використання і зберігання вуглецю (CCUS) доцільно розглядати як взаємопов’язані напрями державної політики, а не як окремі регуляторні ініціативи.

Управління CO₂ стрімко перетворюється на один із ключових інвестиційних викликів для європейської газової промисловості. По всій Європі компанії інвестують в установки підготовки газу, інфраструктуру транспортування CO₂ та проєкти у сфері уловлювання, використання і зберігання вуглецю. В умовах прискорення енергетичного переходу головне питання полягає вже не в тому, чи потрібно вилучати CO₂ з газових потоків, а в тому, яким чином забезпечити подальше управління уловленим вуглецем економічно ефективним та екологічно сталим способом.

У цих умовах Україна має можливість відійти від фрагментованих, локальних рішень та сформувати національну екосистему управління вуглецем, ядром якої може стати CCUS-кластер. Така платформа повинна створюватися за підтримки держави та за участю міжнародних фінансових організацій, донорських інституцій і приватних інвесторів. Замість того щоб кожна газовидобувна компанія окремо розбудовувала власну інфраструктуру для поводження з CO₂, доцільно створити спільну систему, здатну обслуговувати одночасно декілька газовидобувних компаній та промислових підприємств. Це дозволить суттєво знизити витрати завдяки ефекту масштабу та прискорити впровадження низьковуглецевих технологій у всьому секторі.

Рисунок 2. Національна система управління вуглецем на базі CCUS-кластера

Особливо важливо, що український CCUS-кластер не повинен обмежуватися виключно геологічним зберіганням вуглецю. Уловлений CO₂ може стати цінною сировиною для виробництва синтетичних палив, е-метанолу, сталого авіаційного палива (e-SAF), хімічної продукції, будівельних матеріалів, а також низки промислових і сільськогосподарських продуктів. У тих випадках, коли комерційне використання CO₂ є економічно доцільним, він має інтегруватися до промислових ланцюгів створення вартості. Там, де утилізація не є можливою або економічно виправданою, довгострокове геологічне зберігання повинно забезпечувати надійне рішення для декарбонізації. Відтак стратегічною метою має бути формування повноцінного ланцюга управління вуглецем, який поєднує як використання, так і зберігання CO₂, а не зосереджується виключно на його захороненні.

Національний CCUS-кластер здатен створювати додану вартість далеко за межами газовидобувного сектору. Багато галузей економіки вже стикаються зі зростаючими викликами, пов’язаними зі скороченням викидів CO₂, зокрема цементна, металургійна, хімічна промисловість, виробництво мінеральних добрив, нафтопереробка та об’єкти енергетичної утилізації відходів. Для значної частини цих секторів глибока декарбонізація шляхом електрифікації є або технічно складною, або економічно обтяжливою. У таких умовах спільна інфраструктура для управління вуглецем може стати практичним інструментом декарбонізації не лише для газовидобувних компаній, але й для широкого кола енергоємних виробництв.

Такий підхід також відповідає еволюції промислової політики Європейського Союзу. Відповідно до статті 23 Регламенту про промисловість нульових викидів (Регламент (ЄС) 2024/1735), нафтогазовий сектор повинен безпосередньо сприяти створенню потужностей зі зберігання CO₂, необхідних для досягнення загальноєвропейської цілі щодо забезпечення щонайменше 50 мільйонів тонн річної потужності з ін’єкції CO₂ до 2030 року.

Тому CCUS слід розглядати не як корпоративну екологічну ініціативу, а як стратегічну національну інфраструктуру.

Формування повноцінного ринку CCUS в Україні вимагатиме набагато більшого, ніж просто впровадження технологій уловлювання вуглецю. Необхідним є створення комплексної регуляторної системи, що охоплюватиме законодавство у сфері геологічного зберігання CO₂, дозвільні процедури для об’єктів зберігання, стандарти моніторингу та верифікації, правила доступу третіх сторін до транспортної інфраструктури, механізми довгострокової відповідальності, регулювання використання підземного простору, процедури оцінки впливу на довкілля та фінансові механізми підтримки за участю міжнародних донорів. Координуюча роль держави буде критично важливою для того, щоб окремі проєкти могли поступово перетворитися на загальнонаціональну мережу управління вуглецем.

Для України стратегічний виклик є значно ширшим, ніж лише гармонізація вимог до якості газу. Країна має можливість створити національну платформу управління вуглецем, яка одночасно підтримуватиме розвиток газовидобутку, сприятиме декарбонізації промисловості, посилюватиме експортний потенціал та забезпечуватиме інтеграцію до нових європейських ланцюгів створення вартості у сфері CCUS. З огляду на значний потенціал геологічного зберігання вуглецю в Україні, включаючи виснажені родовища нафти та природного газу, така платформа може стати одним із найважливіших інфраструктурних проєктів енергетичного переходу та новим напрямом співпраці між державою, бізнесом, міжнародними фінансовими організаціями, донорами та приватними інвесторами.

5. Від газовидобувної компанії до інтегрованої енергетичної платформи

Традиційна модель газовидобувного бізнесу ґрунтується переважно на монетизації запасів через видобуток і продаж товарного газу. Інтегрована енергетична платформа розширює цю модель, поєднуючи газовидобувні активи з виробництвом електроенергії та тепла, системами зберігання енергії, послугами гнучкості, водневими проєктами та рішеннями у сфері CCUS. Така інтеграція дає змогу диверсифікувати джерела доходу, підвищити стійкість грошових потоків і створити додаткові можливості для залучення капіталу.

Рисунок 3. Перехід від класичної моделі економіки газовидобутку до інтегрованої енергетичної платформи

Трансформація, описана в цій статті, не є унікальною для України. Кілька європейських енергетичних компаній уже пройшли шлях від традиційних нафтогазових виробників до ширших енергетичних платформ.

Equinor демонструє, як управління викидами метану, електрифікація виробничих активів та рішення у сфері управління вуглецем можуть ставати джерелами конкурентної переваги. Eni ілюструє, як зріла інфраструктура вуглеводневого сектору може підтримувати ланцюги створення вартості у сфері управління вуглецем, тоді як OMV дедалі більше розглядає видобуток газу, його зберігання, водень та управління вуглецем як взаємопов’язані стратегічні напрями бізнесу.

5.1. Диверсифікація діяльності видобувних компаній

Кілька українських компаній також розширюють свою діяльність за межі традиційного виробництва та продажу палива. Група ДТЕК інвестує в газову генерацію, системи накопичення енергії на базі акумуляторів, енерготрейдинг та послуги гнучкості. «Укрнафта» розвиває проєкти розподіленої газової генерації та когенерації, покликані перетворювати видобутий в Україні газ на електроенергію, тепло та послуги балансування. Група OKKO розширила свою діяльність за межі роздрібної торгівлі паливом, охопивши постачання електроенергії, інфраструктуру заряджання електромобілів, проєкти у сфері відновлюваної енергетики та ширший спектр енергетичних послуг.

Разом ці приклади демонструють ширшу тенденцію: у майбутньому створення вартості дедалі більше відбуватиметься в різних сегментах енергетичного ланцюга створення вартості, а не лише через продаж сировинної продукції.

Незалежні газовидобувні компанії дотримуються подібної стратегічної логіки, хоча й в інших масштабах. Серед їхніх пріоритетів дедалі більшого значення набувають відтворення запасів, розробка важкодоступних та виснажених покладів, управління викидами метану, операційна ефективність, готовність до експорту та відповідність новим регуляторним вимогам ЄС. У міру наближення України до європейського енергетичного ринку конкурентна перевага залежатиме не лише від обсягів видобутку, а й від рівня цифровізації, технологічних можливостей, готовності до управління метановими та вуглецевими ризиками, а також від здатності монетизувати газ через продукти та послуги з вищою доданою вартістю.

5.2 Газова генерація та когенерація: найближча суміжна можливість для України

Російські атаки на енергетичну інфраструктуру України суттєво підвищили цінність гнучкої та розподіленої генерації. Газовидобувні компанії мають унікальні можливості для монетизації газу через виробництво електроенергії, тепла, надання допоміжних послуг, участь у балансуючих ринках та забезпечення рішень для підвищення стійкості енергосистеми. Замість того щоб продавати газ виключно як товарну продукцію, виробники можуть створювати додаткову вартість шляхом інтеграції діяльності з розвідки та видобутку з генерацією електроенергії та енергетичними послугами.

Регуляторні заходи, необхідні для прискорення цієї трансформації, мають переважно практичний, а не революційний характер: сприяння прямому використанню газу для когенерації там, де це доцільно, спрощення процедур приєднання до електромереж, забезпечення доступу до балансуючих ринків і ринків допоміжних послуг, підтримка агрегації розподілених активів та створення стабільних механізмів винагороди за надання послуг потужності й гнучкості.

5.3 Системи зберігання енергії: гнучкість як напрям бізнесу

Акумуляторні системи зберігання енергії більше не є лише допоміжною технологією для відновлюваної енергетики. Зберігання енергії стало самостійним ринковим продуктом, здатним генерувати дохід завдяки регулюванню частоти, наданню балансуючих послуг, управлінню перевантаженнями мережі, інтеграції відновлюваних джерел енергії та послугам із забезпечення стійкості енергосистеми.

Для енергетичних компаній системи зберігання можуть підвищувати цінність генеруючих активів, трейдингових операцій та бізнесів із постачання енергії споживачам, одночасно забезпечуючи додаткову гнучкість на дедалі більш волатильних ринках електроенергії. У міру розширення відновлюваної генерації та зростання потреб у балансуванні зберігання енергії дедалі більше перетворюється на стратегічний напрям бізнесу, а не допоміжну технологію.

5.4 Водень та низьковуглецеві гази: стратегічний напрям, але залежний від дизайну ринку

Відновлювані ресурси України, газова інфраструктура та підземні сховища газу можуть створити основу для майбутніх можливостей у сфері водню. Водночас у середньостроковій перспективі найбільш реалістичними напрямами, ймовірно, будуть пілотні проєкти, промислові застосування, воднево-готова інфраструктура (hydrogen-ready infrastructure), рішення щодо домішування водню, сертифікація низьковуглецевих газів та обмежені експортні проєкти.

Реалізація цього потенціалу потребуватиме гарантій походження, систем сертифікації відновлюваних і низьковуглецевих газів, стандартів щодо домішування водню, регулювання транспортування та зберігання водню, тарифного регулювання воднево-готової інфраструктури та узгодження з регуляторними правилами ринку ЄС, що перебувають у процесі розвитку.

5.5 Геотермальна енергетика: друге життя для свердловин і зрілих активів

Геотермальна енергетика залишається недостатньо розвиненим, але потенційно привабливим напрямом для компаній сектору розвідки та видобутку вуглеводнів. Існуючі свердловини, бурова експертиза, геологічні знання та наземна інфраструктура можуть суттєво знизити витрати на реалізацію проєктів порівняно з новими геотермальними проєктами, що створюються з нуля.

Найбільш перспективними короткостроковими напрямами застосування в Україні, ймовірно, є локальні системи теплопостачання та промислові енергетичні рішення, пов’язані зі зрілими вуглеводневими провінціями та промисловими кластерами. Для окремих зрілих родовищ переорієнтація на геотермальне використання з часом може забезпечити друге економічне життя після скорочення видобутку вуглеводнів.

5.6 Центри обробки даних та штучний інтелект: нове джерело попиту на енергію

Стрімкий розвиток штучного інтелекту, хмарних сервісів та високопродуктивних обчислень формує додатковий попит на електроенергію в багатьох країнах світу. У відповідь на це енергетичні компанії дедалі частіше оцінюють центри обробки даних як потенційних довгострокових споживачів електроенергії, послуг гнучкості та резервної потужності.

Для сектору розвідки та видобутку вуглеводнів значення цієї тенденції полягає не у володінні центрами обробки даних, а у здатності забезпечувати їх надійним та конкурентоспроможним енергопостачанням. У перспективі попит з боку цифрової інфраструктури може підтримувати розвиток газової генерації, когенерації, систем зберігання енергії та інших рішень, пов’язаних із забезпеченням гнучкості енергосистеми.

Водночас для України цей напрям слід розглядати як довгострокову можливість, а не як найближчий стратегічний пріоритет. Масштабні інвестиції у центри обробки даних потребують високого рівня фізичної безпеки, надійного електропостачання, сучасної цифрової інфраструктури та сприятливого інвестиційного середовища.

У середньостроковій перспективі пріоритетами для сектору залишатимуться відтворення запасів, підвищення готовності до експорту, управління викидами метану та розвиток суміжних енергетичних напрямів, таких як газова генерація, системи зберігання енергії, водень і CCUS. Однак зростання цифрової економіки свідчить про ширшу тенденцію: у майбутньому попит на енергію дедалі більше формуватиметься секторами, які традиційно не були пов’язані з ринком природного газу.

5.7. Чому це важливо для інвесторів: опціональність стає складовою оцінки вартості

Інвесторів, як і раніше, цікавлять запаси, обсяги видобутку, собівартість виробництва та показники прибутковості. Проте в умовах енергетичного переходу дедалі більшого значення набуває опціональність бізнесу, тобто здатність компанії створювати додаткову вартість за межами традиційного продажу природного газу.

Для сектору розвідки та видобутку це означає здатність не лише нарощувати запаси та видобуток, а й відповідати вимогам щодо метану, якості газу та ESG, залучати міжнародних партнерів, розвивати газову генерацію, системи зберігання енергії, водневі проєкти та рішення у сфері CCUS. Такі можливості дедалі частіше розглядаються як фактори довгострокової конкурентоспроможності та стійкості бізнес-моделі.

У результаті вартість газовидобувної компанії визначатиметься не лише поточними виробничими показниками, а й її здатністю адаптуватися до нових регуляторних вимог, інтегруватися до європейського енергетичного ринку та монетизувати нові джерела попиту та інфраструктурні можливості. Найбільш привабливими для інвесторів будуть компанії, які поєднують сильну ресурсну базу з регуляторною готовністю та потенціалом розвитку суміжних енергетичних напрямів.

6. Порядок денний регуляторних реформ

Реформи, необхідні для цієї трансформації, не є абстрактними. Їх можна згрупувати у кілька практичних блоків. Україна вже зробила важливий перший крок, оновивши класифікацію запасів у 2025 році. Наступним пріоритетом є впровадження реформ, які зроблять новий видобуток інвестиційно привабливим, одночасно забезпечуючи відповідність майбутнім вимогам ЄС щодо експорту, регулювання викидів метану та енергетичного переходу. Тому порядок денний реформ слід розглядати не як окремий перелік заходів, а як послідовну дорожню карту, що підтримує інвестиції, готовність до експорту та довгострокову конкурентоспроможність.

• Оновлення ресурсно-запасної бази: оновити інструкції та підзаконні нормативні акти відповідно до нової класифікації запасів; дозволити фінансування оновлення геологічної інформації інвесторами під контролем Державної комісії України по запасах корисних копалин (ДКЗ) з подальшим використанням результатів під час аукціонних процедур.
• Договірні механізми залучення інвестицій: усунути бар’єр у вигляді 70-відсоткової рентної ставки для договорів про спільну діяльність, відновити економічно нейтральні механізми спільного інвестування та створити умови для застосування farmout-угод, RSA, JOA і міжнародних типових форм AIPN та LOGIC.
• Якість газу: затвердити Правила якості газу, впровадити підходи EN 16726, визначити перехідні періоди та відступи від вимог, а також пов’язати питання вилучення CO₂ із національним плануванням розвитку CCUS.
• Метан: розробити національні правила щодо моніторингу, звітності та верифікації (MRV), програм виявлення та усунення витоків (LDAR), процедур верифікації та управління даними відповідно до Регламенту (ЄС) 2024/1787, а також підготувати документацію для підтвердження експортної відповідності до відновлення експорту.
• Генерація та когенерація: забезпечити можливість прямого використання газу для когенерації там, де це доцільно; спростити процедури приєднання до мереж; забезпечити доступ до балансуючих ринків і ринків допоміжних послуг.
• Системи зберігання енергії: забезпечити доступ систем зберігання до ринку; уникнути подвійного стягнення платежів; створити умови для агрегації активів та розробити інвестиційно привабливі механізми закупівлі допоміжних послуг.
• Водень і низьковуглецеві гази: запровадити сертифікацію, гарантії походження, стандарти домішування, правила транспортування і зберігання водню, а також регулювання воднево-готової інфраструктури.
• Геотермальна енергетика: визначити правовий режим геотермальних ресурсів, переобладнання свердловин, ліцензування та інтеграції до ринку теплової енергії.
• CCUS: ухвалити законодавство щодо зберігання CO₂, правила моніторингу, відповідальності, регулювання підземного простору для зберігання та транспортування CO₂; створити національні CCUS-кластери за підтримки донорів і під координацією держави.

Рисунок 4. від регуляторної реформи до створення вартості