OPEC+ цього тижня у Відні вирішує одне з найскладніших питань — як вимірювати максимальні виробничі потужності країн. Результат визначить базові рівні видобутку на 2027 рік і перерозподілить право «качати більше». На тлі скоротної й концентрованої в Саудівській Аравії, ОАЕ та Кувейті резервної потужності і символічного підвищення на 137 тис. б/д цього місяця, ринки бачать розрив між «паперовими» і фізичними барелями. Попри це, звіт ОПЕК за вересень зберіг прогноз зростання попиту у 2025 р. на рівні 1,3 млн б/д, тоді як зростання пропозиції поза OPEC+ сповільнюється, а експорту з росії загрожують санкції. Довший горизонт указує на дефіцит: IEA фіксує середні терміни від відкриття до першої нафти понад 15 років, відкриття звичайних покладів падають з 1970-х, сланцевий видобуток у США плато, а запасів резервної потужності дедалі менше.

OPEC+ 2027: рішення і наслідкі

Верхній вузол: «Як рахувати максимальну потужність?»

• Що ухвалюють: методику вимірювання максимальної спроможності, яка сформує базові лінії на 2027 рік.
• Чому це важливо: від базису залежить квота кожної країни та частка на ринку.

Геополітика та внутрішня конкуренція

• ОАЕ інвестували мільярди для підвищення спроможності й вимагають вищих квот.
• Африканські країни втратили виробничий потенціал і бояться втратити частку.
• Ангола вийшла з групи у 2024 році через суперечку щодо квот — сигнал масштабу конфлікту.

Резервна потужність і «паперові» барелі

• Резервна потужність скорочується і зосереджена у Саудівській Аравії, ОАЕ, Кувейті.
• Підвищення на 137 тис. б/д цього місяця — радше сигнал, а не реальний приріст.
• Ринки ігнорують ризик надлишку, бо частина членів нижче квот, а Ірак і Казахстан ще компенсують надвидобуток у минулому.

Попит, пропозиція і регіональні драйвери

• Попит 2025: ОПЕК залишила зростання на рівні +1,3 млн б/д; Азія й Близький Схід «тягнуть» зростання.
• Пропозиція поза OPEC+ сповільнюється (лідери: США, Бразилія, Канада), експорт росії під санкційним ризиком.

Довгий горизонт — структурні обмеження

• Зміщення до довгих офшорних проєктів, що потребують десятиліть для запуску.
• IEA: середній період «від відкриття до першої нафти» >15 років.
• Відкриття звичайних родовищ падають з 1970-х.
• Сланець у США на плато; запас резервної потужності майже вичерпано.

Висновки

• Перерозподіл часток у 2027: країни з реальним приростом спроможності (насамперед ОАЕ) отримають часткову перевагу у квотах; країни зі спадом ризикують відносним зменшенням видобутку.
• Конкуренція всередині картелю загострюється: прецедент Анголи (2024) демонструє, що квотний конфлікт може призвести до виходів і втрати колективної дисципліни.
• «Тонша» подушка безпеки: скорочення резервної потужності й «паперовість» частини барелів підвищують цінову чутливість ринку до збоїв.
• Середньо- й довгостроковий дефіцитний ухил: поєднання >15 років до першої нафти, падіння відкриттів і плато сланцю створює вужче «вікно» для швидкого нарощення.
• Політика квот як інструмент частки ринку: «математика потужностей» стає битвою за частку у світі, де фізична пропозиція зростає повільніше, ніж передбачають «історії про надлишок».

Очікування для ринків нафти

• Короткостроково: навіть невеликі (порядку 0,14 млн б/д) сигнали про зміну видобутку можуть мати обмежений ефект, якщо країни експортують нижче квот або компенсують минулі перевищення.
• Середньостроково: закріплення базових ліній 2027 переформатує розподіл приросту всередині OPEC+.
• Довгостроково: зсув у бік довгих офшорних проєктів і вичерпання резервів швидкого запуску видобутку посилюють структурний ризик дефіциту.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Алжирська компанія Sonatrach підписала масштабну угоду з Італією, Китай відкриває новий офіс у Мадагаскарі, а в Індії подали гучний позов проти судноплавного гіганта MSC через розлив нафти. Ці події демонструють зростання енергетичної активності в Африці та посилення контролю за екологічними ризиками у морських перевезеннях.

Алжир підписав довгострокову угоду з Італією

Алжирська державна нафтова компанія Sonatrach уклала угоду на $1.35 млрд з італійською ENI для розвитку нафтового родовища Zemoul el Kbar у рамках угоди про розподіл продукції на найближчі 30 років.

• Сума інвестицій: $1.35 млрд
• Термін дії контракту: 30 років
• Формат: угода про розподіл продукції

Водночас ця угода підкреслює прагнення Італії посилити свою енергетичну присутність у Північній Африці та диверсифікувати джерела постачання нафти.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

У червні імпорт європейського бензину до Нігерії впав до рекордно низького рівня на тлі зростання виробництва нафтопродуктів на найбільшій в Африці Dangote refinery, що різко змінило баланс попиту в регіоні.

Зміна структури постачання бензину до Західної Африки

За даними Kpler, загальний імпорт європейського бензину до Західної Африки у червні знизився до чотиримісячного мінімуму — 926 000 тонн проти 1,315 млн тонн у травні, що на 20% менше у річному вимірі.

• Імпорт з Європи до Нігерії зменшився на 56% за місяць — до 231 000 тонн, що стало найнижчим показником у історії спостережень.
• Додатково Нігерія імпортувала 28 000 тонн через офшорний порт Ломе та 12 000 тонн із Х’юстона, загалом 271 000 тонн.

Dangote refinery виходить на експорт

Водночас Dangote refinery завантажила рекордні 252 000 тонн бензину для експорту у червні. Серед основних напрямків:

• 90 000 тонн на Pis Kerinci до Сохара, Оман
• 89 000 тонн на Hafnia Larissa до Пасір-Гуданга, Малайзія
• 35 000 тонн на Sabaek до Абіджана, Кот-д’Івуар
• ще 39 000 тонн на Sabaek — ще не розвантажено

Можливий перехід Нігерії до статусу нетто-експортера

Dangote Group заявляє, що нафтопереробний завод має додаткову потужність для виробництва бензину, а установка гідроочищення нафти має гнучкість для збільшення випуску. Крім того, завод почав купувати нафту нафту для підтримки виробництва бензину.

«Ми маємо додаткову заводську потужність для виробництва бензину», — сказав виконавчий директор Dangote Group Едвін Девакумар. «Установка гідроочищення нафти має гнучкість для досягнення додаткового виробництва».

Вплив на європейський ринок

Падіння попиту з боку Нігерії, разом зі слабшим, ніж очікувалось, споживанням у США, викликає занепокоєння щодо можливостей збуту європейського бензину цього літа. Європа лишається великим нетто-експортером цього продукту.

• Середнє значення crack-спреду бензинових барж до ф’ючерсів на нафту Ice Brent у липні залишалось стабільним на рівні $14,73/барель (1–4 липня), дещо піднявшись з $14,62/барель у 2024 році.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Argus Media

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Ціни на нафту та нафтопродукти знизилися на тлі зменшення премії ризику та активного експорту з Нігерії. Потужні постачання з Нігерії впливають на ринок бензину в Європі, посилюючи конкуренцію та сприяючи накопиченню запасів.

Ринок сирої нафти і нафтопродуктів: тенденції

Brent подешевшав до $67.76/барель, знизившись на $8.56 за тиждень. WTI закріпився на $64.99/барель, втративши $9.93 за тиждень. Зниження цін повернулося до рівнів перед 12-денною війною на Близькому Сході, оскільки США повернули сторони до переговорів

Експорт із Нігерії та його вплив на маржі бензину

Нігерійський нафтопереробний завод Dangote завантажив два танкери типу LR2 по ~90,000 тон бензину на ринки Схід від Суеца, а ще один — з ~35,000 тонн до Кот-д’Івуару.

• Це сприяло падінню маржі EBOB у Європі до мінімуму за понад два місяці
• Залежність Західної Африки від обсягів ARA зменшилася, підвищивши запаси до місячного максимуму в 1.12 млн тон

Дизель та інші продукти: зниження цін і стабілізація постачання

Попри збереження низьких запасів у США, потоки через Атлантику залишаються активними. Європейські запаси газойлю ARA найнижчі за п’ять місяців, проте побоювання щодо постачання зменшуються.

• Маржі LSGO знизилися на $1.86/барель до $23.40 премії до ICE Brent
• Дизель у Північно-Західній Європі подешевшав на $16.75/т за день
• У Середземномор’ї ціни знизилися на $9.25/т

Ринок США: бензин та дизель

На ринку США бензин загалом перевершував нафту від середини червня. За даними Quantum, crack RBOB до WTI оцінили у $22.71/барель проти $20.55 два тижні тому.

«Я чую чутки про можливі проблеми на заводі в Лімі, і це може підштовхувати базис на бензин», — сказав брокер із Середнього Заходу США.

Нарощування експорту з Африки посилює конкуренцію на європейському ринку, тиснучи на маржу. Водночас сильні трансатлантичні потоки допомагають пом’якшувати побоювання щодо постачання, стабілізуючи запаси. Нафтопродуктовий ринок продовжує адаптуватися до нових цінових і логістичних умов.

Джерело: Terminal.

За матеріалами: Quantum Commodity Intelligence

Додаткові джерела інформації: Замовити тижневий звіт по ринку

Попри амбіції, розвиток видобутку в Африці стримується терористичними загрозами, старінням родовищ і затримками рішень про інвестування

Постачання нафти з африканських країн, що не входять до OPEC+, залишається на перехресті між доступністю ресурсів і геополітичними ризиками. У Нігері новозбудований нафтопровід, призначений для експорту додаткових обсягів, став об’єктом терористичних атак і призвів до арештів високопосадовців, що знизило ефективність його роботи. У Намібії правляча партія запропонувала зміни до правил у галузі, однак залишається невизначеність щодо їх зворотної дії на чинні контракти. Натомість Ангола провела реформу контрактних умов, яка має стимулювати інвестиції й збільшити видобуток упродовж десятиліття. Сенегал і Кот-д’Івуар наразі забезпечують стабільні умови для бізнесу, і компанії розглядають можливість затвердження нових морських проєктів.

Видобуток нафти в Африці прогнозується стабільним

У цілому, видобуток нафти в Африці поза OPEC+ прогнозується відносно стабільним: зниження на 70 тис. барелів на добу — з 2,4 млн бар./добу у 2024 році до 2,3 млн бар./добу у 2030-му. Хоча понад 600 тис. бар./добу нових потужностей планується ввести в експлуатацію (здебільшого в Анголі та Уганді), темпи виснаження родовищ переважають зусилля з нарощування видобутку. Додаткові обсяги потенційно можуть надійти з проєктів загальною потужністю 580 тис. бар./добу, які ще не отримали остаточного інвестрішення.

Нафтовидобуток в Анголі знижується майже десятиліття через старіння родовищ і зношеність інфраструктури. Після виходу з OPEC у 2024 році країна переглянула податкові умови, що відкрило двері для нових інвестицій з боку міжнародних компаній. У 2019–2024 роках додано 180 тис. бар./добу нових потужностей, а ще 250 тис. бар./добу мають бути введені до 2030-го. Ще 100 тис. бар./добу чекають на остаточне рішення щодо інвестицій (FID). Ці зобов’язання дадуть змогу лише компенсувати спад видобутку на діючих родовищах. Очікується, що обсяг виробництва зросте на 100 тис. бар./добу до 2028 року, після чого повернеться до рівня 1,1 млн бар./добу у 2030-му.

Розвідка у басейні Оранж у Намібії зазнала удару з боку геологічних реалій — останні свердловини виявилися сухими. Додаткової невизначеності галузі додала новообрана президентка Нетумбо Нанді-Ндайтва, яка взяла сектор під свій особистий контроль з метою прискорити дозвільні процедури. Влада також пропонує збільшити державну частку у всіх проєктах. Дві ключові знахідки — Venus (TotalEnergies) та Mopane (Galp) — перебувають на різних етапах підготовки: TotalEnergies планує ухвалити FID наступного року, Galp шукає партнерів і розробляє проєкт. Якщо обидва родовища буде розроблено, вони зможуть давати 250–400 тис. бар./добу у середині 2030-х років.

На заході Африки обсяги виробництва у Сенегалі знижуються після запуску FPSO Sangomar (100 тис. бар./добу) — компанія Woodside чекає на FID для другої фази. У Нігері падіння виробництва триває без постійного буріння і детального розвідування у басейні Агадем. У Гані, навпаки, очікується стабільне зростання на 20 тис. бар./добу завдяки буровим програмам на офшорних родовищах. Успіх Eni в Кот-д’Івуарі відродив нафтову галузь країни: у 2025 році очікується рекордний видобуток. Компанія планує ухвалити інвестрішення щодо фази Baleine-3 уже цього або наступного року (+100 тис. бар./добу), проте ці обсяги не включено в прогноз. Перспективною виглядає оцінка відкриття Calao (понад 1 млрд барелів), яка ще триває.

В Уганді перша нафта очікується наприкінці 2026 року з двох проєктів на озері Альберт (Tilenga і Kingfisher), схвалених у 2021–2022 роках компаніями TotalEnergies та CNOOC. Їх реалізація ускладнена фінансовими проблемами й екологічною критикою, оскільки нафта транспортуватиметься нагрітою трубопроводом довжиною 1440 км до узбережжя. Сукупна потужність — 200 тис. бар./добу.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

На тлі падіння видобутку країни Африки змінюють фіскальні умови, щоб привабити новий капітал. Найактивніші — Нігерія, Лівія та Алжир. Очікується, що країни Африки — члени ОПЕК+ — до 2030 року знизять свою сукупну потужність з видобутку нафти на 260 тис. барелів на добу, до 4,2 млн барелів/добу. Основною причиною є труднощі з залученням інвестицій, необхідних для компенсації падіння видобутку на наявних родовищах і нарощування нового.

Проте останні зміни умов контрактів у ряді країн можуть все ж таки стимулювати приплив іноземного капіталу ближче до кінця десятиліття.

Нігерія

У Нігерії в 2024–2025 роках були впроваджені масштабні реформи в нафтогазовому секторі, зокрема нові податкові пільги для глибоководної розвідки і видобутку, а також перші з 1991 року зміни до фіскального режиму. В Алжирі в рамках минулорічного тендеру умови контрактів було змінено, зменшивши частку держави приблизно на третину. У Лівії під час першого за 18 років раунду розвідки було введено нову угоду про розподіл продукції, за якою прибутковість для іноземних компаній може зрости з 2,5% до 35,8%.

Загальний обсяг нафтовидобутку Нігерії помітно зріс наприкінці 2024 року — до 1,6 млн барелів/добу, включаючи 1,4 млн барелів сирої нафти і 210 тис. барелів конденсатів. Це стало можливим завдяки посиленню боротьби з крадіжками та саботажами, а також запуску родовища Utapate (+40 тис. барелів/добу). За прогнозом на 2024–2030 роки, потужність з видобутку сирої нафти в Нігерії в найближчі роки становитиме в середньому 1,6 млн барелів/добу. До кінця десятиліття вона знизиться до рівня трохи нижче 1,4 млн барелів/добу.

Президент Бола Ахмед Тінубу, обраний у травні 2023 року на платформі енергетичних реформ, реалізував низку важливих політичних, регуляторних та фіскальних змін, щоб пожвавити інвестиції в нафтогазовий сектор. Уряд зосередився на офшорному видобутку, запропонувавши більш вигідні фіскальні та контрактні умови для інвесторів. Нові правила щодо контрактів на розподіл продукції (PSC) і спільної діяльності (JOA) мають на меті усунути бюрократичні бар’єри, пришвидшити процес ліцензування, покращити умови для глибоководного видобутку, а також стимулювати видобуток природного газу і конденсатів. У квітні президент Тінубу розпустив правління Національної нафтової компанії Нігерії та призначив нове керівництво для підвищення ефективності й прибутковості.

Потужності з видобутку

Уряд поставив амбітні цілі: збільшити видобуток нафти до 2 млн барелів/добу у 2027 році та до 3 млн барелів/добу до 2030 року.

Зміни потужностей з видобутку сирої нафти в країнах ОПЕК+ Африки, 2024–2030 (р/р):

Прогноз на 2024–2030: незначне зростання в 2024–2026 рр., далі — спад. Найбільше скорочення — в інших країнах ОПЕК+ Африки, менш виражене — в Алжирі, Лівії та Нігерії.

Попри вихід з нігерійських наземних активів більшості великих іноземних компаній (зокрема, ExxonMobil продав Mobil Producing Nigeria Unlimited компанії Seplat Energy, а Shell передала свої активи компанії Renaissance), реформи уряду викликали обережний оптимізм інвесторів. У травні ExxonMobil оголосила про плани інвестувати 1,5 млрд доларів США у відновлення видобутку на родовищі Usan на глибоководді. Рішення про інвестиції очікується наприкінці ІІІ кварталу 2025 року.

Це сталося після того, як у кінці 2024 року консорціум на чолі з Shell затвердив проект Bonga North (потужність — 110 тис. барелів/добу), щоб підтримати роботу плавучого комплексу FPSO. Видобуток очікується ближче до кінця десятиліття. Shell також розглядає інвестиції в Bonga Southwest (150 тис. барелів/добу), рішення очікується у 2027 році. Водночас у травні TotalEnergies домовилася з Shell про продаж своєї частки у Bonga North і Bonga Southwest. Компанії адаптують свої портфелі відповідно до нових стратегій. Попри нові стимули, іноземні компанії зайняли вичікувальну позицію, спостерігаючи за тим, як реформи реалізуються на практиці.

У 2024 році загальний видобуток нафти в Лівії знизився на 90 тис. барелів/добу, до 1,1 млн барелів/добу, через шеститижневе припинення робіт під час банківської кризи в серпні-вересні. Роботи з відновлення свердловин дозволили наростити видобуток до 1,2 млн барелів/добу до кінця року. З огляду на те, що понад 90% доходів країни припадає на нафту й газ, об’єкти інфраструктури залишаються об’єктами політичних атак.

У березні 2025 року Лівія вперше з 2007 року оголосила про покращення умов розподілу продукції для іноземних компаній і відкрила ліцензійний раунд на 22 ділянки для розвідки. Станом на червень зацікавленість виявили понад 40 заявників. Розгляд контрактів запланований на 22–30 листопада 2025 року. Проте реалізація цих проектів виходить за межі поточного прогнозного періоду.

Потужність Лівії зросте цього року до 1,25 млн барелів/добу, але знизиться нижче 1,2 млн до 2030 року. Зокрема, очікується відновлення родовища Mabruk (+25 тис. барелів/добу), яке було законсервоване з 2015 року. Подальше зростання можливе завдяки спільному підприємству Akakus (NOC, Repsol, TotalEnergies, OMV, Equinor), яке реалізує план збільшення видобутку на родовищах Шарара (NC-186 і NC-115) з 300 до 350 тис. барелів/добу до кінця 2025 року.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Попри глобальні виклики, країни Африки, Південної Америки та Євразії демонструють різні темпи зростання попиту на нафту, зокрема завдяки урбанізації, демографії та промисловій динаміці. Однак політика енергетичного переходу та структурні слабкості продовжують впливати на середньострокову перспективу.

Африка

Попит на нафту зростатиме на 2,9% щорічно протягом прогнозного періоду, що відповідає темпам приросту населення (до 1,32 млрд у 2030 році). Середньорічне зростання ВВП становитиме 3,8% у 2024–2030 рр. Найбільший приріст споживання припаде на LPG/етан – 5,1% щорічно (до 900 тис. барелів на добу у 2030), завдяки поширенню приготування їжі. Водночас, авіаційне паливо залишиться маргінальним – 270 тис. бар./добу.

У розрізі країн, Єгипет вийде на 1,2 млн бар./добу у 2030 році (20% континентального попиту), за ним – Алжир, Нігерія та ПАР з приблизно 600 тис. бар./добу кожна. Проте нестабільність, зокрема боргові кризи Єгипту та Нігерії, підриває довгострокові прогнози. Водночас, Нігерія очолює зростання – 26% за період, завдяки низькому стартовому рівню споживання та молодій демографії. У ПАР попит зростатиме незначно через затяжну енергетичну кризу.

Попит на нафту в Африці за продуктами (2019–2030, млн бар./добу)

Центральна та Південна Америка

Зростання попиту на нафту – в середньому 1,4% на рік, відображає слабке зростання ВВП (2,4%) та структурні проблеми: низьку продуктивність, відсутність індустріалізації, залежність від сільського господарства та видобутку.

Бразилія – половина регіонального попиту – зростатиме на 1,3% на рік у 2024–30 рр., з провідною роллю дизелю. Аргентина демонструє стійке зростання на рівні 10 тис. бар./добу після реформ адміністрації Мілєя.

Попит у Центральній і Південній Америці за продуктами (2019–2030, млн бар./добу)

Євразія

Сукупне зростання на 300 тис. бар./добу, з них 110 тис. припадає на рф – переважно на нафтохімічну сировину. Решта продуктів залишаються майже незмінними через низьке зростання ВВП (0,6% на рік).

Близький Схід

Очікується загальне зниження попиту на 50 тис. бар./добу до 9,2 млн у 2030 р., незважаючи на зростання LPG/етану (+410 тис.), бензину (+280 тис.), авіапального та нафти (+120 тис. кожне). Основна причина — різке скорочення використання нафти для генерації електроенергії, насамперед у Саудівській Аравії (-620 тис. бар./добу). Ірак також скоротить попит (-50 тис.), тоді як Іран, Катар і ОАЕ збільшать його на ~150 тис. бар./добу кожна.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Найбільший нафтопереробний завод Африки готується вперше експортувати бензин за межі континенту — на азійський ринок. Це свідчить про зростаючу роль Нігерії в глобальному паливному ланцюгу постачань.

Dangote Refinery — експортер

Найбільший нафтопереробний завод Африки — Dangote Refinery у Нігерії — готується до першого постачання бензину за межі континенту. Як повідомило джерело агентству Reuters, партію буде направлено до Азії вже найближчими днями.

Очікується, що незалежний трейдер Mercuria завантажить 90 000 метричних тонн бензину на вихідних. До цього часу бензин з Dangote Refinery постачався виключно до країн Західної Африки.

«Ми продаємо нашу продукцію тим, хто готовий платити найвищу ціну. Покупець має право доставити продукцію до будь-якої обраної ним країни», — повідомив речник заводу в коментарі Reuters.

НПЗ, який може переробляти до 650 000 барелів нафти на добу, останніми місяцями збільшив закупівлі американської нафти WTI. За словами аналітика Energy Aspects Ренді Хурбуруна, WTI дає вищий вихід реформату та краще підходить для блендування бензину.

Нігерія не залишиться без бензину

Dangote розпочав виробництво пального у 2024 році. У січні минулого року було запущено виробництво дизпального пального та нафти, а у вересні — бензину. Підприємство, побудоване найбагатшою людиною Африки Аліко Данготе, є не лише найбільшим у регіоні, а й одним із наймасштабніших у світі. Воно має потенціал повністю забезпечити попит Нігерії на всі нафтопродукти та створити профіцит для експорту.

Окрім пального, компанія також планує експортувати поліпропілен у межах ексклюзивного партнерства з Vinmar International — глобальним дистриб’ютором нафтохімії. «Ця співпраця відкриває нові можливості для розширення присутності високоякісного поліпропілену, виробленого в нафтохімічному комплексі Dangote у Леккі», — йдеться в заяві Vinmar.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Замовити тижневий звіт по ринку