Після різкого зростання нафтових цін і просідання фондових ринків уряди азійських країн запускають антикризові механізми, щоб пом’якшити удар по економіці й кінцевих споживачах нафтопродуктів. Головний тригер — ризик дефіциту енергоресурсів через фактичне блокування Ормузької протоки, через яку значна частина Азії отримує нафту з Перської затоки. Відповідь регіону вже набуває чітких форм: вивільнення стратегічних резервів, обмеження експорту нафтопродуктів, розширення субсидій, заморожування цін, кредитна підтримка трейдерів і навіть нормування споживання.

Нафтовий ринок входить у фазу адміністративної стабілізації

• Ціни на нафту різко зросли, а фондові ринки пішли вниз через побоювання, що стискання енергетичного постачання розжене інфляцію і пригальмує економічне зростання.
• Для Азії ризик особливо високий, оскільки значна частина регіону залежить від близькосхідної нафти, яка надходить через Ормузьку протоку.
• У матеріалі зазначено, що протока фактично закрита з 28 лютого, коли США та Ізраїль уперше атакували Іран.
• Висновок: уряди переходять від ринкових механізмів до адміністративних рішень, бо загроза стосується не лише котирувань, а й фізичної доступності нафти та нафтопродуктів.
• Обґрунтування: майже всі оголошені кроки спрямовані або на збільшення внутрішньої пропозиції, або на стримування роздрібних цін, або на обмеження попиту.

Японія робить ставку на резерви як найшвидший інструмент стабілізації

• Японія оголосила про вивільнення рекордних 80 млн барелів нафти.
• Це еквівалентно приблизно 45 дням постачання для країни з обмеженими ресурсами.
• Початок вивільнення запланований на понеділок.
• Висновок: Японія намагається прямо вплинути на баланс попиту і пропозиції, щоб згладити ціновий сплеск і знизити ризик дефіциту.
• Обґрунтування: використання стратегічних запасів є прямим способом швидко додати фізичні обсяги на ринок без очікування нових імпортних партій.

Південна Корея поєднує цінове стримування та заміщення нафти в енергобалансі

• Правляча Демократична партія Південної Кореї заявила, що уряд зніме обмеження на потужності вугільної генерації і підвищить завантаження АЕС до 80%.
• Ще минулого тижня влада запровадила обмеження внутрішніх цін на пальне вперше майже за 30 років.
• Також розглядається надання додаткових енергетичних ваучерів для субсидування вразливих домогосподарств, якщо зростання цін на пальне підвищить рахунки за електроенергію.
• Висновок: Сеул намагається одночасно знизити тиск на нафтовий сегмент і захистити населення від перенесення дорогого пального в кінцеві тарифи.
• Обґрунтування: збільшення частки вугілля та атомної генерації зменшує потребу в нафтовмісній генерації, а цінові обмеження та ваучери працюють безпосередньо на кінцевого споживача.

Китай обмежує експорт, щоб втримати внутрішній ринок нафтопродуктів

• Китай наказав негайно заборонити експорт нафтопродуктів у березні, включно з бензином, дизелем і авіапальним.
• Мета — упередити потенційний внутрішній дефіцит пального.
• Висновок: Пекін ставить пріоритетом внутрішню стабільність цін і наявність ресурсу, навіть ціною скорочення пропозиції на зовнішніх ринках.
• Обґрунтування: якщо очищені нафтопродукти не вивозяться, більше обсягів залишається всередині країни, а це знижує ризик локального дефіциту й нових стрибків цін для споживачів.

Індонезія обирає бюджетну підтримку й прискорення біодизелю

• Індонезія планує збільшити бюджетні видатки на субсидії на пальне, щоб утримати ціни під контролем.
• Країна також прискорює програму B50, яка передбачає суміш 50% біодизелю на основі пальмової олії і 50% звичайного дизелю.
• Висновок: Джакарта намагається одночасно захистити споживача в короткій перспективі і зменшити залежність від традиційної нафти в середньостроковій.
• Обґрунтування: субсидії безпосередньо стримують роздрібну ціну, а B50 скорочує потребу в чистому нафтовому дизелі.

В’єтнам використовує стабілізаційний фонд і кредитування трейдерів

• В’єтнам уже залучив фонд стабілізації цін на пальне, щоб стримати зростання нафтових цін.
• Центральному банку доручено спрямувати комерційних кредиторів на розширення фінансування паливних трейдерів, аби ті могли збільшити закупівлі.
• Країна планує наростити національні нафтові резерви.
• Висновок: Ханой працює одразу по трьох каналах — ціна, ліквідність, запаси.
• Обґрунтування: стабілізаційний фонд приглушує цінову хвилю, кредитування допомагає імпортерам швидше закуповувати ресурс, а збільшення резервів підвищує стійкість до нових збоїв.

Шрі-Ланка вводить жорстке нормування, щоб розтягнути наявні запаси

• Шрі-Ланка у неділю запровадила нормування пального.
• За новою системою мотоцикли отримують 5 літрів, автомобілі — 15 літрів, автобуси — 60 літрів на тиждень.
• Державна Ceylon Petroleum Corporation повідомила, що країна має гарантовані постачання до кінця квітня.
• Поліцію залучають, щоб зменшити черги і мінімізувати накопичення пального про запас.
• Висновок: Коломбо фактично перейшов до ручного розподілу ресурсу, щоб уникнути паніки й швидкого виснаження запасів.
• Обґрунтування: чіткі тижневі ліміти та контроль за чергами дають змогу розподілити дефіцитне пальне між категоріями споживачів і стримати спекулятивний попит.

Бангладеш тимчасово відходить від жорстких обмежень, але шукає додатковий ресурс

• Бангладеш, який залежить від імпорту приблизно на 95% своїх енергетичних потреб, призупинив раніше запроваджене нормування пального.
• Мета — забезпечити безперебійний транспорт перед святом Ід аль-Фітр, коли мільйони людей планують поїздки.
• Влада працює над залученням додаткових партій пального з Індії, Китаю та інших країн.
• Висновок: Дака тимчасово ставить соціальну стабільність вище за режим економії, але паралельно шукає способи не допустити розриву постачання.
• Обґрунтування: скасування нормування без нових вантажів погіршило б баланс ринку, тому уряд одночасно відкриває додаткові канали імпорту.

Непал визнає, що без підвищення цін ризик зупинки постачання лише зросте

• Непал підвищив ціни на бензин на 9,55%, а на дизель — на 7,0% з опівночі неділі.
• Державна Nepal Oil Corporation пояснила це необхідністю вчасно розраховуватися з Indian Oil Corporation і уникнути подальших перебоїв.
• Висновок: Катманду обирає непопулярне рішення — підвищити ціни зараз, щоб не отримати фізичний дефіцит згодом.
• Обґрунтування: якщо імпортер не може розрахуватися з постачальником, ринок втрачає ресурс повністю, тож часткове перекладання витрат у ціну розглядається як менше зло.

Таїланд і Філіппіни комбінують диверсифікацію імпорту з адресною підтримкою попиту

• Філіппіни звернулися до росії щодо закупівлі нафти.
• Таїланд заявив про готовність купувати російську нафту і готуватися до переговорів.
• Таїланд планує заморозити ціни на паливо для приготування їжі до травня та використовувати субсидії для просування біодизелю і бензину.
• Філіппіни запровадили чотириденний робочий тиждень для економії енергії.
• Висновок: обидві країни намагаються зменшити тиск на внутрішній ринок через нові джерела нафти і через інструменти, що стримують витрати населення та попит.
• Обґрунтування: диверсифікація імпорту зменшує ризик дефіциту, заморожування цін захищає споживача, а скорочення робочого тижня зменшує енергоспоживання.

Загальний баланс: котирування стримують запасами, ціни для споживача — субсидіями, фондами і лімітами

• Для стабілізації котирувань і фізичного ринку країни використовують вивільнення резервів, заборону експорту, нарощування закупівель і кредитування трейдерів.
• Для зменшення цінового тиску на кінцевого споживача застосовують субсидії, цінові обмеження, ваучери, заморожування окремих цін і стабілізаційні фонди.
• Для розтягування доступного ресурсу влада вдається до нормування, контролю черг і заходів зі скорочення попиту.
• Висновок: регіон не має одного універсального рішення, але набір уже оголошених заходів показує спільну логіку — спершу зберегти фізичну наявність нафти й нафтопродуктів, а потім пом’якшити ціновий удар для населення і бізнесу.
• Обґрунтування: усі наведені дії прямо згруповані навколо трьох цілей — забезпечення постачання, стримування вартості та обмеження споживання в умовах шоку.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Reuters

Глобальний ринок скрапленого газу (LPG) у січні продемонстрував різноспрямовану динаміку: Азія підштовхнула котирування вгору через зимовий попит і дефіцит пропану, Європа зафіксувала дев’ятимісячний максимум, а США — попри скорочення видобутку через морози — побачили зниження цін на тлі надлишкових запасів. Надалі очікується сезонне послаблення цін, однак довгострокові тренди визначатимуться нафтовим ринком, зростанням постачання з Близького Сходу та здешевленням фрахту.

Глобальний ринок LPG: карта ключових зрушень

Азія: премії зростають, Китай скорочує виробництво

Січень став місяцем зміцнення котирувань пропану в Азії. Середня ціна поставки до Японії зросла на 3,4% порівняно з груднем — на тлі подорожчання сирої нафти та пікового зимового попиту.

• Спотові премії до індексу Argus Far East Index (AFEI) на лютий досягли $48/т.
• Партії на першу половину березня продавалися з премією до $60/т.
• Зростання експорту зі США до Індії та Південно-Східної Азії зменшило доступність чистих партій пропану.

Водночас стрімке подорожчання сировини боляче вдарило по китайських установках PDH (propane dehydrogenation — виробництво пропілену з пропану).

• Завантаження PDH-заводів у Китаї впало до близько 60% наприкінці січня.
• Це найнижчий показник з травня 2025 року.
• Причини — високі імпортні витрати та низькі запаси.

Таким чином, регіон поєднав високі ціни з одночасним зниженням промислової активності.

Близький Схід: контрактні ціни зростають

Saudi Aramco підвищила лютневі контрактні ціни (CP):

• пропан — до $545/т (+$20/т за місяць);
• бутан — до $540/т (+$20/т).

Підвищення підтримали міцні нафтові котирування та сильний азійський ринок, попри певне послаблення попиту на лютневі відвантаження.

Європа: дев’ятимісячний максимум на фоні азійського попиту

Північно-Західна Європа відчула дефіцит через перетікання американських вантажів до Азії.

• Ціна великотоннажного пропану зросла на $62,25/т — до $535,75/т наприкінці січня.
• Це максимум за дев’ять місяців.

Водночас експорт LPG із шести ключових терміналів — Mongstad, Hound Point, Teeside, Melkoya, Sture та Karsto — зріс на майже 18% у річному вимірі — до 467 тис. т.

Зростання стало можливим після слабкого 2025 року, коли високі імпортні обсяги зі США утримували ціни пропану й бутану зі знижкою до локального газового бенчмарку TTF, зменшуючи економічну доцільність видобутку LPG з газового потоку Північного моря.

• Співвідношення ціни пропану до ф’ючерсів ICE Brent знизилося з 63,5% на початку січня до менше 61% наприкінці місяця.

США: запаси високі, ціни знижуються

На відміну від Європи та Азії, американський ринок продемонстрував зниження котирувань.

• Середня ціна пропану в Mont Belvieu у січні — 64,44 цента/галон ($335,73/т) проти 67,14 цента/галон у грудні.
• Запаси скоротилися до 82,7 млн барелів, але залишаються на 37% вище середнього п’ятирічного рівня.
• Через зимовий шторм виробництво зменшилося на 418 тис. барелів на добу в останній тиждень січня.
• Для порівняння: у лютому 2021 року скорочення сягало 900 тис. барелів на добу.
• Експорт тримався на рівні 1,9 млн барелів на добу.

Бутан також подешевшав — до 75,71 цента/галон ($342,97/т) проти 83,22 цента у грудні. Причина — слабкий попит з боку бензинового блендингу. Вартість бутану становила лише 41,9% від ф’ючерсів Nymex RBOB проти 57,2% роком раніше.

Сезонне послаблення, але стратегічні фактори залишаються

Аналітики очікують сезонного зниження цін після завершення пікового зимового періоду. Однак довгострокові тенденції формуватимуться під впливом:

• динаміки світового нафтового ринку;
• зростання постачання з Близького Сходу;
• зниження ставок фрахту.

Джерело: Terminal

Першоджерело: Argus Media

Попри масовані удари росії по енергосистемі, Україна менш ніж за місяць забезпечила імпорт американського СПГ через Грецію, наростила розподілену генерацію та прискорила інтеграцію з європейськими ринками. Цей досвід демонструє, як війна змушує країну одночасно будувати гнучку енергетику, посилювати національну безпеку й ставати партнером енергетичної безпеки Європи. Для азійських держав, чия енергетика критично залежить від імпорту й вразлива до блокад, досвід України — це карта ризиків і можливостей енергетичної трансформації.

Україна як лабораторія енергетичної стійкості у воєнний час

1. Війна як каталізатор енергетичної трансформації

Росія послідовно атакує енергетичну інфраструктуру України з 2022 року, концентруючи удари взимку, коли попит на електроенергію та газ зростає. В жовтні 2025 року атаки:

• вивели з ладу 60% газовидобутку України;
• спричинили регіональні відключення електроенергії;
• вимагали термінового залучення аварійного імпорту газу й електроенергії.

Менш ніж за місяць Україна забезпечила постачання американського СПГ через Грецію на опалювальний сезон, продемонструвавши:

• високу оперативну спроможність в умовах війни;
• готовність диверсифікувати джерела енергоносіїв та маршрути постачання;
• поступове вбудовування в трансатлантичну газову архітектуру.

Ці кроки одночасно знижують залежність від російських енергоносіїв та посилюють роль України як енергетичного партнера Європи.

2. Розподілена генерація як відповідь на ракетний терор

Один із ключових висновків України: централізовані теплові станції стають очевидними цілями для ракетних і дронових ударів. Відповідь — масштабна ставка на розподілену чисту енергетику.

• Станом на початок 2024 року українські споживачі встановили майже 1,5 ГВт сонячних станцій на дахах та об’єктах розподіленої генерації.
• Національний план з енергії та клімату на 2025–2030 роки (NECP) передбачає:
  • збільшення частки відновлюваних джерел у кінцевому споживанні енергії до 27% у 2030 році;
  • зростання з рівня лише 11% у 2020 році.

Розподілена генерація створює ефект «енергетичної мозаїки», де:

• десятки тисяч малих джерел складніше паралізувати масованим ударом;
• сонячна та вітрова генерація підтримують мінімально необхідне енергоживлення критичної інфраструктури навіть за пошкоджених магістральних ліній;
• локальні мікромережі можуть функціонувати автономно під час відключень.

3. Батареї, мережі та приватний капітал

Приватний сектор відіграє ключову роль у посиленні стійкості енергосистеми.

• Компанія DTEK, що розподіляє близько 40% електроенергії України, ввела в експлуатацію найбільшу в країні систему накопичення енергії потужністю 200 МВт.
• Батареї дозволяють:
  • згладжувати пікові навантаження та коливання генерації з ВДЕ;
  • підтримувати живлення критичних об’єктів під час аварій;
  • швидко синхронізуватися з відновлюваною генерацією.
• DTEK презентувала 10-річний план модернізації мереж на 7 млрд євро, який має:
  • оновити й цифровізувати розподільчі мережі;
  • підвищити їх стійкість до фізичних і кіберзагроз;
  • стати магнітом для додаткових інвестицій у критичну інфраструктуру.

Масштабні інвестиції приватного сектору в мережі й накопичувачі перетворюють енергетику з «вузького місця» безпеки на елемент стримування агресії.

4. Міжнародні партнерства та фінансові механізми

Україна поступово вбудовується в енергетичну архітектуру ЄС та США через фінансові й інфраструктурні рішення.

• Європейський банк реконструкції та розвитку надав 500 млн євро кредиту на закупівлю аварійного газу після останніх атак:
  • гарантії ЄС за цим кредитом у перспективі мають бути перенаправлені на довгострокові інвестиції у ВДЕ.
• Греція стала логістичним вузлом для постачання американського СПГ в Україну.
• Американські та європейські компанії входять у партнерства з українськими девелоперами для:
  • швидкого розгортання розподіленої генерації;
  • будівництва нових систем накопичення енергії.

Окремо уваги заслуговує Економічна партнерська угода США–Україна, яка може стати моделлю для:

• мобілізації приватних інвестицій у критичну інфраструктуру;
• зменшення ризиків для інвесторів за рахунок державних і багатосторонніх гарантій;
• поєднання енергетичної безпеки з кліматичними цілями.

Водночас такі угоди мають уникати надмірної концентрації залежності від окремих партнерів, щоб не створювати нові вразливості.

5. Інтеграція з ЄС та регуляторні реформи

Прискорені ринкові реформи наближають Україну до європейських стандартів.

• Україна готується до повної інтеграції з ринком електроенергії ЄС до 2027 року.
• Відбувається поглиблення інтеграції з газовим сектором ЄС.
• Суттєво скорочено регуляторні затримки:
  • дозвільні процедури спрощено до 6–10 місяців;
  • для порівняння, в середньому в ЄС аналогічні процеси тривають 7–12 років.

Це створює для України парадоксальну, але вигідну позицію: країна у стані війни демонструє швидшу регуляторну адаптацію, ніж значна частина мирної Європи.

«Чиста енергія — це енергетична безпека, а енергетична безпека — це національна безпека», — наголошує аналітикиня Анжелі Жуані.

Азія під тиском геополітики: вразливість енергосистем

1. Тайвань: 95% імпорту як системний ризик

Тайвань імпортує 95% енергоресурсів, що робить його енергетику вкрай вразливою до зовнішніх потрясінь:

• будь-яка морська блокада з боку Китаю здатна:
  • швидко паралізувати енергосистему острова;
  • спричинити ланцюгові збої у глобально критичній напівпровідниковій індустрії;
  • поставити під загрозу світові ланцюги постачання високотехнологічної продукції.

Досвід України з розподіленою генерацією й інтеграцією з сусідніми ринками є дзеркалом того, як Тайвань міг би знижувати ризики блокади.

2. Філіппіни: зовнішній контроль над мережами

Філіппіни мають подвійний ризик — залежність і від палива, і від інфраструктури:

• країна суттєво залежить від зовнішніх постачань палива;
• Китай володіє 40% акцій Національної мережевої корпорації Філіппін (NGCP), що:
  • створює геополітичні ризики у разі ескалації напруженості;
  • підвищує вразливість критичної інфраструктури до політичного тиску.

Український досвід демонструє важливість:

• диверсифікації власників і партнерів у критичних інфраструктурних активах;
• розвитку локального приватного капіталу та прозорих правил гри;
• використання міжнародних фінансових угод для зменшення частки геополітично ризикованих інвесторів.

3. Японія: диверсифікація, стратегічні запаси та все ще висока залежність

Японія імпортує близько 90% свого загального енергопостачання. Країна визнає цю вразливість і вже реалізує комплексну стратегію:

• диверсифікує джерела імпорту та маршрути постачання;
• нарощує запаси нафти як стратегічний буфер;
• обережно перезапускає ядерні реактори під посиленим контролем безпеки;
• послідовно розширює використання відновлюваної енергії.

Водночас збереження залежності від морських постачань палива продовжує створювати:

• стратегічні ризики у разі військових конфліктів чи блокад морських шляхів;
• кліматичні ризики через значну роль викопного палива в енергобалансі.

У цьому контексті демонстративний перехід України до децентралізованих ВДЕ й накопичувачів показує для Японії напрямок зменшення залежності від імпортованих морем енергоресурсів.

4. Кіберзагрози як прихована фронтова лінія

Окрім фізичних загроз, для Азії критично зростає роль кіберризиків:

• на тлі зростання напруженості хакерські групи отримують стимули атакувати енергетичні системи конкурентів;
• у 2023 році невстановлена група хакерів, за повідомленнями, зламала енергосистему неназваної азійської країни, фактично:
  • тестуючи захист критичної інфраструктури;
  • створюючи плацдарм для можливих майбутніх атак.

Український досвід поєднання фізичного захисту об’єктів, децентралізації генерації та цифровізації мереж є практичним орієнтиром для азійських держав, які опиняються у все більш напруженому геополітичному середовищі.

Уроки для Азії: що запозичити з українського досвіду

• Зменшення «єдиних точок відмови»
  • Російські атаки по великих енергооб’єктах показали: централізовані хаби — найочевидніші цілі.
  • Ставка України на:
    • сонячну та вітрову генерацію;
    • системи накопичення енергії;
    • розподілені мережі

    зменшує ефект від виведення з ладу одного великого об’єкта.

  • Азійські країни з високою централізацією (Тайвань, Філіппіни, частково Японія) можуть:
    • переносити частину навантаження на розподілену генерацію у містах і промзонах;
    • формувати локальні мікромережі для живлення критичних об’єктів (лікарень, дата-центрів, військових баз).
• Прискорені реформи та гнучке регулювання
  • Україна змогла скороти дозвільні процедури до 6–10 місяців проти 7–12 років у середньому в ЄС.
  • Це відкриває вікно можливостей для:
    • швидкого розгортання ВДЕ навіть у воєнний час;
    • залучення інвесторів, для яких час погодження — один із ключових ризиків.
  • Азійські держави, які побоюються енергетичних атак, можуть:
    • впровадити прискорені процедури для проєктів критичної інфраструктури;
    • поєднувати спрощення регулювання з антикорупційними інструментами, зокрема цифровими реєстрами й прозорим відбором проєктів.
• Мобілізація приватних інвестицій
  • Україна демонструє, що:
    • великі енергетичні компанії (як DTEK) можуть стати локальними драйверами модернізації мереж;
    • міжнародні фінансові інституції (як ЄБРР) здатні швидко надавати цільове фінансування на закупівлю газу й інфраструктурні рішення.
  • Економічні партнерства на кшталт угоди США–Україна можуть:
    • розподілити ризики між державами й приватним сектором;
    • забезпечити довгострокові фінансові рамки для інвестицій у стійкість.
  • Азійські країни, зокрема Філіппіни й Тайвань, можуть брати цей підхід за основу:
    • створювати мультисторонні інструменти гарантування ризиків для енергетичних проєктів;
    • формувати портфель партнерів, щоб уникати домінування одного геополітично чутливого інвестора.
• Прозорість і антикорупційні запобіжники
  • Недавні корупційні випадки в Україні підкреслюють необхідність:
    • максимальної прозорості транзакцій у сфері енергетики;
    • ширшого застосування цифрових технологій для контролю платежів і контрактів.
  • Для азійських держав, які готуються до серйозних інвестицій у стійкість:
    • антикорупційна інфраструктура — не менш важлива, ніж фізичний захист мереж;
    • довіра інвесторів напряму залежить від якості інститутів і прозорості угод.
• Чиста енергія як стратегічний «хедж»
  • Український досвід показує:
    • децентралізовані ВДЕ, сучасні мережі й накопичувачі — не лише про клімат, а й про здатність продовжувати опір під ударами;
    • чиста енергія стає критичним елементом обороноздатності.
  • Для Азії у дедалі більш напруженому світі:
    • чиста енергія — це стратегічний захист від шантажу традиційними енергоносіями;
    • відкладати реформи означає ризикувати тим, що криза сама визначить формат енергосистеми.

«Чиста енергія — це стратегічний захист у геополітично зарядженому світі. Азія має діяти зараз, до того як її енергосистеми будуть зруйновані конфліктом чи природною катастрофою», — підсумовує Анжелі Жуані.

Висновки: вікно можливостей до наступної кризи

• Україна за лічені роки війни:
  • збільшує частку ВДЕ із 11% до цільових 27% у 2030 році;
  • інвестує мільярди євро в модернізацію мереж та накопичувачі;
  • скорочує регуляторні бар’єри до 6–10 місяців для критичних проєктів.
• Азійські країни вже сьогодні стикаються з:
  • екстремальною імпортозалежністю (95% у Тайвані, ~90% в Японії);
  • геополітичними ризиками власності (40% частка Китаю в NGCP);
  • зростанням кіберзагроз для енергетичної інфраструктури.
• Український досвід пропонує їм  карту дій:
  • розбудова розподіленої генерації й накопичувачів;
  • прискорення реформ і спрощення процедур для критичної інфраструктури;
  • мобілізація приватних інвестицій із державними гарантіями;
  • посилення прозорості й антикорупційних механізмів;
  • розгляд чистої енергії як елемента національної безпеки, а не лише «зеленого» тренду.

Ключовий урок України для Азії простий: чекати «ідеального моменту» небезпечно. Країни, які почнуть діяти до виникнення кризи, отримають стратегічну перевагу в епоху геополітичної турбулентності.

Авторка матеріалу, Анжелі «Гелі» Жуані, є старшою аналітикинею з політики та кількісного аналізу в FP Analytics — дослідницько-консультаційному підрозділі Foreign Policy. Вона досліджує технологічну політику, міжнародну торгівлю та розвиток, глобальну енергетику й геополітичні тренди. Усі висловлені в статті погляди є виключно її особистою позицією й не відображають офіційну позицію FP Analytics чи Foreign Policy.

Джерело: Terminal

За матеріалами: What Asia Can Learn from Ukraine’s Quest for Energy Security

Світовий нафтопереробний сектор входить у період глибокої перебудови. Попри те, що саме моторні палива досі залишаються головним джерелом доходів для downstream-галузі, прогнози демонструють довгостроковий зсув попиту у бік нафтохімічної продукції. Це створює нову конфігурацію глобального ринку, де найбільший виграш отримують високорівнево інтегровані нафтопереробні та нафтохімічні комплекси — насамперед в Азії.

На тлі волатильних цін на нафту, жорсткого екологічного тиску й політики обмеження двигунів внутрішнього згоряння, нафтопереробники дедалі активніше переорієнтовують стратегії: від «червоного океану» висококонкурентного ринку моторних палив до «блакитного океану» більш маржинальної нафтохімії. Ключовим інструментом стає перенаправлення нафтової сировини — насамперед нафти й нафтової фракції нафти (нафти) — з бензинового пулу до виробництва нафтохімічних напівпродуктів із вищою доданою вартістю.

Трансформації ринку: від паливної моделі до інтегрованої нафтохімії

1. Вихідні умови: моторні палива як «червоний океан»

• Сукупні виклики для НПЗ:
  • волатильність цін на сиру нафту;
  • посилення суспільного та регуляторного тиску на викиди й екологічний слід;
  • зниження середніх refining margins на традиційних паливних ринках.
• Структурні тренди, що б’ють по паливному бізнесу:
  • підвищення паливної ефективності транспорту;
  • розширення парку електромобілів;
  • нові технології, такі як additive manufacturing (3D-друк), які потенційно скорочують транспортну логістику й, відповідно, попит на палива;
  • плани країн, насамперед у Європі, зменшити або заборонити виробництво авто з двигунами внутрішнього згоряння у середньостроковій перспективі.
• Попит як джерело ризику: прогнозується падіння споживання транспортних палив, тоді як саме вони поки що залишаються основним драйвером доходів downstream-сегменту.

Ринок моторних палив, за логікою концепції «Blue Ocean Strategy», описаної В. Чаном Кімом та Рене Моборн, функціонує як класичний «червоний океан»: компанії борються за частку майже незмінного попиту, маржа стискується, простір для диференціації мінімальний.

«Традиційний ринок транспортних палив — це “червоний океан”, де гравці змагаються в уже сформованому просторі, намагаючись перемогти конкурентів за рахунок експлуатації наявного попиту, що веде до низької диференціації й низької прибутковості. Натомість нафтохімічний сектор розглядається як “блакитний океан” — новий простір із вищими маржами та меншою кількістю конкурентів», — підхід, на який посилається стаття, цитуючи працю W. Chan Kim та Renée Mauborgne «Blue Ocean Strategy».

2. Перерозподіл попиту: нафтохімія як новий центр тяжіння

• Загальносвітовий тренд:
  • за даними Wood Mackenzie (2020), попит на нафтохімічні продукти зростатиме і відіграватиме дедалі більшу роль у структурі споживання сирої нафти;
  • споживання транспортних палив, навпаки, має тенденцію до зниження.
• Перевага інтегрованих гравців:
  • рефінерії, що поєднують переробку нафти з нафтохімією, демонструють вищі Net Cash Margins, ніж традиційні НПЗ, орієнтовані лише на палива;
  • за оцінками Wood Mackenzie (2021), високо інтегровані НПЗ можуть додатково заробляти від 0,68 до 2,02 долара США на барель завдяки ближчій інтеграції з нафтохімічним сегментом.
• Стратегічний висновок: чим більша частка нафтохімії в продуктовому портфелі НПЗ, тим стабільніший і вищий їхній прибуток у період падіння попиту на традиційні палива.

Нафтохімія перетворюється з «додатку» до паливного бізнесу на головний драйвер попиту на нафту. Відповідно, переорієнтація продуктового балансу НПЗ з бензину та дизеля на нафтохімічні напівпродукти перестає бути технологічним нюансом і стає питанням ринкового виживання.

3. Азія як епіцентр нової конфігурації ринку

• Капітал і потужності зосереджуються в азійському «блокові»:
  • станом на 2019 рік загальні інвестиції в рефінерії «crude to chemicals» сягнули 300 млрд доларів США;
  • 64 % цієї суми припадає на азійських гравців, що демонструє їхній агресивний курс на нафтохімічну інтеграцію.
• Інтеграція за континентами:
  • дані Wood Mackenzie (2023) показують, що Азія має суттєво вищу частку інтегрованих потужностей (нафтопереробка + нафтохімія) порівняно з іншими континентами;
  • це створює конкурентний дисбаланс на користь азійських НПЗ, оскільки саме вони найкраще підготовлені до зростання нафтохімічного попиту.
• Динаміка попиту в регіоні:
  • згідно з прогнозами, азійський ринок забезпечить до 90 % зростання світового споживання сирої нафти в 2019–2026 роках;
  • переважна частина цього зростання пов’язана саме з нафтохімічною продукцією;
  • за даними Asian Downstream Insights (2021), у найближчі п’ять років попит на нафтохімію в Азії зростатиме в середньому на 4,25 % щороку.
• Китай як ключовий гравець: значна частина капіталовкладень у «crude to chemicals» спрямовується саме до Китаю, який посилює вплив на регіональний та глобальний downstream-ринок.

Для інших регіонів це означає зростаючий ризик витіснення з найбільш маржинальних сегментів. Азія не просто нарощує переробку, а формує нову архітектуру ринку нафтопродуктів і нафтохімії, де інтегровані комплекси стають нормою, а не винятком.

4. Нафта й нафтохімія: як переналаштовується товарний баланс

• Нафта як ключовий ресурс:
  • традиційно нафта спрямовувалася до бензинового пулу;
  • на ринках із профіцитом бензину нафту доцільніше спрямовувати на виробництво нафтохімічних проміжних продуктів, а не додаткового бензину.
• Ароматика й олефіни як «новий золото-стандарт»:
  • серед найбільш перспективних нафтохімічних напівпродуктів виділяються ароматика бензен і p-ксилол;
  • нафтові потоки, які раніше йшли до бензину, переорієнтовують на виробництво сировини для пластмас та синтетичних матеріалів;
  • це забезпечує вищу додану вартість порівняно з паливним застосуванням.
• Стратегія для ринків із надлишком бензину:
  • ігнорування профіциту й подальший випуск бензину означають роботу в «червоному океані» із низькими маржами;
  • перенаправлення нафти до нафтохімії дає можливість перейти в сегмент з вищими цінами, стабільнішим попитом і меншим конкурентним тиском.

Фактично, нафта стає «точкою розгалуження»: або залишатися в перенасиченому паливному сегменті, або йти у зростаючу нафтохімію. Нафтохімічно інтегровані НПЗ мають змогу гнучко перерозподіляти ці потоки під актуальну ринкову кон’юнктуру.

5. Легкі олефіни й пропілен: формування «пропіленового розриву»

• Економіка пропілену:
  • пропілен — один з ключових нафтохімічних напівпродуктів з широким спектром застосувань: від поліпропілену до акрилонітрилу, пропіленоксиду та акрилової кислоти;
  • вартість пропілену приблизно у 2,5 раза вища за LPG, з якого він виділяється;
  • це створює сильний стимул для НПЗ інвестувати в установки виділення пропілену з LPG.
• Структура ринку пропілену:
  • історично основним джерелом пропілену залишаються установки парового крекінгу — близько 48 % світового постачання;
  • близько 28 % глобального попиту на пропілен покривається за рахунок виділення його з LPG установок ФКК (Fluid Catalytic Cracking).
• Середньострокові тренди:
  • за прогнозами, світовий попит на пропілен зросте з приблизно 130 млн тонн у 2020 році до близько 190 млн тонн у 2030 році;
  • перехід багатьох парових крекерів на більш легку сировину (етан, LPG) збільшує вихід етилену, але скорочує виробництво пропілену;
  • це посилює так званий «пропіленовий розрив» — розходження між швидким зростанням попиту та обмеженнями традиційних джерел пропілену.
• Ринковий наслідок: НПЗ, здатні нарощувати виробництво пропілену як у рамках ФКК, так і за рахунок спеціалізованих технологій, отримують суттєву конкурентну перевагу на глобальному ринку нафтохімії.

Формально мова йде про оптимізацію продуктового балансу НПЗ, але по суті це перерозподіл глобальних ланцюгів створення вартості: від постачання палива до забезпечення нафтохімії сировиною.

6. Petrochemical FCC та «crude-to-chemicals»: прискорена інтеграція

• Максимізація олефінів у ФКК:
  • адаптація режимів роботи й каталізаторів дозволяє суттєво збільшувати вихід легких олефінів (зокрема пропілену) на існуючих установках ФКК;
  • додавання спеціалізованих добавок до каталізаторів може підвищити виробництво пропілену в установці ФКК до приблизно +9 % порівняно з базовим рівнем, хоча це й збільшує операційні витрати.
• Petrochemical FCC як окрема технологічна ніша:
  • спеціалізовані petrochemical FCC-установки (PetroFCC™, HS-FCC™, INDMAX™ тощо) спроєктовано для максимізації виходу легких олефінів;
  • за результатами порівняльних досліджень, перехід від традиційної ФКК до петрохімічної конфігурації може збільшити сумарний вихід легких олефінів (етилен + пропілен + С4-олефіни) з близько 14 % до приблизно 40 % від сировини;
  • це різко підвищує частку високодохідних нафтохімічних продуктів у продуктовому кошику НПЗ.
• «Crude-to-chemicals» як максимальний рівень інтеграції:
  • за класифікацією IHS Markit (2018), рефінерії формату «crude to chemicals» є найвищим ступенем нафтохімічної інтеграції;
  • у таких комплексах майже весь обсяг сирої нафти перетворюється на нафтохімічні напівпродукти — етилен, пропілен, BTX (бензен, толуол, ксилоли);
  • саме такі об’єкти стають магнітом для інвестицій в Азії та базою для глобальної переорієнтації попиту на нафту в бік нафтохімії.
• Економічний аргумент: попри високі капітальні та операційні витрати, поточні й прогнозні ціни на нафтохімічні продукти роблять такі інвестиції економічно виправданими в середньостроковій перспективі, особливо для регіонів із доступом до легкої нафти.

Petrochemical FCC та «crude-to-chemicals» — це не просто нові технологічні модулі, а маркетингові й стратегічні інструменти, які дозволяють переналаштувати весь бізнес НПЗ з паливного на нафтохімічний трек.

7. Синергія ФКК і парового крекінгу: максимізація олефінів без конкуренції за сировину

• Розподіл сировинних ролей:
  • ФКК переважно обробляє важчі нафтові фракції, перетворюючи їх на палива й LPG;
  • парові крекери зосереджені на легкій, багатій на парафіни сировині (етан, високопарафінова нафта) для виробництва етилену й інших олефінів.
• Відсутність конкуренції за сировину:
  • ФКК та паровий крекінг використовують різні фракції нафти, тому можуть бути інтегровані без «перетягування» однієї й тієї ж сировини;
  • це дозволяє максимізувати сумарний вихід легких олефінів на рівні всього комплексу.
• Ринковий ефект:
  • інтегровані комплекси «ФКК + паровий крекінг» здатні краще реагувати на коливання цін між паливами та нафтохімією;
  • у періоди падіння попиту на бензин вони можуть переспрямовувати нафту на олефіни й інші нафтохімічні продукти без радикальної зміни інфраструктури.

Синергія ФКК і парового крекінгу втілює ідею «додавання вартості до кожної молекули»: важкі фракції йдуть на ФКК, легкі — на олефіни, а продуктова матриця все більше зміщується у високодохідну нафтохімію.

8. «Блакитний океан» нафтохімії проти «червоного океану» палив: стратегічна рамка

• Характеристика «червоного океану» транспортних палив:
  • висока конкуренція між НПЗ із подібною конфігурацією;
  • обмежений простір для диференціації — палива залишаються товарним продуктом з регульованими специфікаціями;
  • тенденція до стиснення маржі через енергоефективність, електромобільність та екологічну політику.
• «Блакитний океан» нафтохімії:
  • нафтохімічні напівпродукти мають вищу додану вартість і ширший спектр кінцевих застосувань;
  • на ринку працює менша кількість повністю інтегрованих гравців, що підсилює їхню переговорну позицію;
  • можливість створювати «новий попит» через розвиток ланцюгів доданої вартості (пластики, синтетичні волокна, спеціальні хімікати).
• Ключовий висновок для НПЗ: стратегія виходу з «червоного океану» полягає не в повній відмові від палив, а в максимізації частки нафтохімії у структурі використання сирої нафти та перенесенні центру прибутковості саме в цей сегмент.

Таким чином, «блакитний океан» у downstream-галузі — це не новий вид продукту, а інша конфігурація активів і товарних потоків, де нафта перетворюється насамперед на нафтохімічну сировину, а не на моторне паливо.

9. Перехідний період: від паливного сьогодення до нафтохімічного майбутнього

• Роль транспортних палив у найближчому десятилітті:
  • попри довгостроковий тренд на декарбонізацію, на глобальну енергосистему без викопних палив найближчим часом розраховувати не доводиться;
  • попит на бензин і надалі підтримуватиметься країнами, що розвиваються, де електромобільність та інфраструктурні зміни відбуваються повільніше;
  • водночас ці ринки часто пропонують нижчі маржі, що зменшує їхню привабливість для великих міжнародних гравців.
• Необхідність «подвійного фокусу»:
  • поточні доходи від моторних палив залишаються фінансовою базою для модернізації НПЗ;
  • без інвестицій цих доходів у нафтохімічну інтеграцію рефінерії ризикують застрягти у низькомаржинальному сегменті на тлі структурного падіння попиту.
• Стратегічне попередження:
  • зосередження лише на сьогоденному паливному попиті загрожує втраченою можливістю;
  • орієнтація виключно на віддалене нафтохімічне майбутнє без належної підтримки діючого бізнесу може підірвати фінансову стійкість НПЗ;
  • оптимальна стратегія — керований перехід, коли паливні доходи поетапно трансформуються в капітал для нафтохімічної інтеграції.

Автори аналізованого матеріалу підкреслюють, що в «перехідній фазі» критично важливо зберігати баланс: паливний бізнес забезпечує сьогоднішній кеш-флоу, а інвестиції в нафтохімію — завтрашню прибутковість.

10. Кругова економіка й наступний етап еволюції

• Обмеження нинішньої моделі:
  • навіть за умови успішної інтеграції нафти та нафтохімії залишається екологічний виклик, пов’язаний із накопиченням пластикових відходів;
  • зростання нафтохімії без замкнутого циклу переробки загрожує новими екологічними кризами.
• Роль хімічного рециклінгу:
  • для досягнення справжньої кругової економіки downstream-ланцюг має включати технології хімічного рециклінгу пластиків;
  • обнадійливі технології вже існують і, за оцінками авторів, здатні «замкнути» цикл стійкості нафтохімічної індустрії.
• Стратегічний висновок: довгостроковий виграш отримають ті гравці, які не лише перенаправлять нафту з палив у нафтохімію, а й інтегрують у свої моделі циркулярні рішення щодо переробки готових продуктів назад у сировину.

У результаті downstream-галузь еволюціонує від лінійної схеми «нафта → паливо/пластик → відходи» до замкнених циклів «нафта/відходи → нафтохімія → рециклінг». Інтегровані НПЗ із потужною нафтохімією та блоками хімічного рециклінгу стають ядром майбутньої моделі ринку.

Підсумок: як змінюються правила гри

• Попит: зростання нафтохімії заміщує традиційний попит на моторні палива й стає головним драйвером споживання нафти.
• Географія: Азія, інвестуючи 64 % від 300 млрд доларів у «crude-to-chemicals», формується як центр тяжіння нової хвилі переробки.
• Маржа: інтегровані НПЗ із нафтохімією здатні додатково заробляти до 2,02 долара США на барель, залишаючи традиційні паливні рефінерії у зоні заниженої рентабельності.
• Продуктовий баланс: нафта й важкі фракції перетворюються з «паливної сировини» на базу для високомаржинальних нафтохімічних напівпродуктів — етилену, пропілену, бензену, ксилолів.
• Стратегія: вихід у «блакитний океан» downstream-ринку означає максимізацію нафтохімії, глибоку інтеграцію процесів і запуск циркулярних рішень, а не просто модернізацію окремих установок.

Для енергетичного ринку це означає не просто зміну продуктового акценту, а переписування самої логіки прибутковості: нафта, яка йде в бензобак, програє нафті, що перетворюється на полімер, а у перспективі — повертається в систему через хімічний рециклінг.

Джерело: Terminal

За матеріалами: linkedin.com

росія планує наростити імпорт бензину з Білорусі, Китаю, Сінгапуру та Південної Кореї після різкого скорочення внутрішнього виробництва. Дефіцит пального в окремих регіонах країни пов’язаний із масованими ударами українських дронів по нафтопереробних заводах, що вивели з ладу до 40% потужностей. уряд рф скасував 5% мито на імпорт з азійських країн та запровадив заборону на експорт бензину й дизеля. Такі дії суттєво вплинуть на конкуренцію та баланс сил на регіональних ринках нафти.

Викликі та рішення для ринку пального

Причини кризи

• Удари дронів по нафтопереробних заводах рф пошкодили щонайменше 10 підприємств.
• До 40% внутрішніх потужностей з переробки нафти було виведено з експлуатації.
• Внаслідок цього виник дефіцит бензину й дизеля у кількох регіонах.

Заходи уряду рф

• Імпорт пального з Білорусі, Китаю, Сінгапуру та Південної Кореї.
• Скасування 5% мита на імпорт з азійських країн для спрощення постачання.
• Продовження заборони на експорт бензину та заборона експорту дизеля для трейдерів.
• Розгляд відновлення використання моноетиланіліну (MMA) як присадки, попри її токсичність та заборону в більшості країн.

Коментарі влади

“Наразі в росії спостерігається незначний дефіцит нафтопродуктів, який влада намагається покривати резервами, як це завжди робилося” — заступник прем’єр-міністра олександр новак.

Наслідки для ринків

• Азійські постачальники отримають додатковий доступ до російського ринку, що може стимулювати конкуренцію між Китаєм, Південною Кореєю та Сінгапуром.
• Європейський ринок може зазнати змін у балансі попиту, оскільки росія спрямовує ресурси на внутрішні потреби.
• Відновлення токсичних присадок може знизити якість екологічних стандартів і стати тимчасовим заходом у кризових умовах.

Дії рф відображають загострення ситуації на енергетичному ринку та демонструють залежність від зовнішніх джерел постачання, що в середньостроковій перспективі може послабити її позиції як експортера.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Світові ціни на нафту різко знизилися до мінімумів з червня, попри заяви OPEC+ про поступове збільшення видобутку та контрольоване повернення обсягів на ринок. Одночасне зростання пропозиції з боку Курдистану й падіння попиту в Азії посилюють тиск на ринки та створюють додаткові виклики для американських виробників сланцевої нафти.

Глобальний баланс нафти під загрозою

ІК: Динаміка цін на нафту та вплив на глобальні ринки

• Brent знизився до $67,51 за барель (-0,97% за день).
• WTI впав до $62,21 за барель (-0,26% за день).
• OPEC+ підтвердив план поступового нарощування видобутку, попри чутки про масштабне збільшення запасів.
• Курдистан відновив експорт до Туреччини у обсязі 180 000–230 000 барелів на добу.

Фактори тиску на ринок

• Слабкий попит в Азії:
  • Японія: скорочення виробництва у вересні до мінімуму за 6 місяців.
  • Китай: шостий місяць поспіль скорочення промислового сектору.
  • Експортно-орієнтовані економіки регіону фіксують зниження зовнішніх замовлень.
  • Споживання палива знижується, що стає ключовим тригером для трейдерів.
• США: урядовий шатдаун створює ризик нестачі офіційних даних для трейдерів і підвищує волатильність ринку.

Коментарі учасників ринку

«Ціни на нафту перебувають під тиском через очікування повернення додаткових обсягів OPEC+ та відновлення експорту з Курдистану», — Ендрю Ліпоу, президент Lipow Oil Associates.

«Новий тиск пропозиції може скоротити маржу високовитратних американських виробників сланцевої нафти», — Алекс Ходес, аналітик StoneX.

«Зростання видобутку у США, ймовірно, зупиниться, якщо ціна залишиться близько $60. Менше зон першої категорії залишаються економічно доцільними за таких умов», — Каес Ван‘т Гоф, CEO Diamondback Energy.

Висновки

• Поєднання зростання пропозиції (OPEC+ і Курдистан) та слабкого попиту (Азія) створює надлишок на ринку.
• Це посилює позиції «ведмедів» на ринку, знижуючи Brent і WTI до рівнів початку літа.
• Американська сланцева галузь опиняється під загрозою: ціни біля $60 роблять частину родовищ економічно нерентабельними.
• Ринки нафти у короткостроковій перспективі залишатимуться вразливими до коливань, з огляду на макроекономічні ризики й невизначеність у США.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Ставки фрахту для супертанкерів досягли майже трирічного максимуму через різке зростання обсягів постачання нафти з Близького Сходу та США до Азії. Цей стрибок формує нову конкурентну ситуацію на ринку, де фактори цінової політики, санкційні обмеження та попит на далекі перевезення створюють обмежену пропозицію танкерного флоту.

Глобальні зрушення на ринку супертанкерів

Основні фактори зростання

• Постачання з Близького Сходу зростає, оскільки OPEC+ продовжує збільшувати видобуток.
• Саудівська Аравія знизила ціни на нафту для Азії, стимулюючи потоки в найбільший імпортерський регіон.
• Флот поділено між тими, хто дотримується санкцій проти іранської та російської нафти, та тіньовим флотом, що створює дефіцит доступних суден.

Кількісні показники

• $6,6 млн – спотова ставка для маршруту Близький Схід – Китай (найвищий рівень із листопада 2022 р.).
• $87 000 на день – вартість перевезення 2 млн барелів нафти VLCC зі Саудівської Аравії до Китаю (оцінки Bloomberg).
• Наближення до $100 000 на день – очікування аналітиків щодо подальшого зростання ставок до кінця року.

Вплив на конкуренцію та ринки

Ситуація створює подвійний ефект:

• Для експортерів: здешевлення саудівської нафти посилює конкуренцію за азійський ринок, змушуючи інших постачальників пристосовувати цінову політику.
• Для перевізників: дефіцит суден через санкції та довгі рейси з США до Азії посилює прибутковість власників супертанкерів.
• Для глобального ринку: утримання високих ставок може стати новим стандартом, особливо на тлі зростання експорту з Близького Сходу та Америки.

Висновки

• Зростання ставок демонструє структурні зміни у світовій торгівлі нафтою, де основним драйвером стають далекі маршрути.
• Санкційний тиск проти росії та Ірану обмежує флот, що прямо впливає на вартість транспортування.
• З огляду на поточну динаміку, високі тарифи можуть зберігатися щонайменше до кінця року, формуючи новий баланс сил на нафтовому ринку.

Думка учасників ринку

«Основним драйвером у вересні став відкритий арбітраж для потоків із США в Східну Азію та подальший дефіцит суден через дуже довгі рейси», – Sentosa Shipbrokers для Reuters.

«Зростання постачання нафти з Америки та високий попит на далекі рейси підтримують ставки для танкерів», – Ларс Барстад, CEO Frontline, для Bloomberg.

«Супертанкерні спотові ставки наближаються до $100 000 за день, і ця тенденція, ймовірно, збережеться до кінця року на тлі зростання експорту з Близького Сходу», – Ґреґ Міллер, Lloyd’s List.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice

Державна компанія Saudi Aramco закликала азійських покупців збільшити обсяги постачання на жовтень після різкого зниження цін: премія для Arab Light встановлена на рівні $2,20/бар. до Dubai/Oman, що на $1/бар. нижче за вересень і значно більше за очікування аналітиків ($0,40–$0,70/бар.). Інші сорти здешевшали на $0,90–$1/бар. Попри вересневе підвищення до $3,20/бар. (п’ятимісячний максимум), нинішній крок, синхронний із анонсом OPEC+ про використання скорочень на 1,65 млн бар./добу, імовірно спрямований на повернення частки ринку в Азії.

Вплив рішень Aramco на азійський ринок нафти

Хронологія

• 11 вересня 2025 року (за повідомленням Reuters): Aramco пропонує більші знижки та заохочує додаткові закупівлі для жовтневих відвантажень.
• Вересень: премія для Arab Light підвищена до $3,20/бар. над Oman/Dubai — 5-місячний максимум.
• Жовтень: премія знижена до $2,20/бар., тобто мінус $1/бар. до вересня.
• Інші саудівські сорти: коригування на −$0,90–−$1/бар. на жовтень.

Цінові параметри

• Фактичні зміни: Arab Light: $3,20 → $2,20/бар. (−$1,00/бар.) проти очікуваних −$0,40–−$0,70/бар.
• Діапазон для інших сортів: −$0,90–−$1,00/бар. у жовтні.
• Порівняння з очікуваннями: реальне зниження на 43%–150% глибше, ніж прогнозований коридор (в абсолютному вимірі −$1 проти −$0,40/−$0,70).

Попит та пропозиція

• Риторика попиту: минулого місяця Aramco оцінювала 2П 2025 як сильніший за 1П 2025 на понад 2 млн бар./добу.
• Пропозиція та політика OPEC+: анонсовано використання «останнього шару» скорочень на 1,65 млн бар./добу.
• Операційні ознаки: на APPEC у Сінгапурі обговорювалися більші саудівські постачання до Азії в наступному місяці; через це, за двома джерелами Reuters, виділення обсягів на жовтень відкладено до наступного тижня.

Висновки

• Висновок 1: боротьба за частку ринку в Азії.
  • Обґрунтування: глибина зниження премії (−$1/бар.) перевищує консенсусні очікування (−$0,40–−$0,70), що відповідає стратегії агресивнішого ціноутворення для стимулювання закупівель.
  • Наслідок для конкуренції: посилення цінового тиску на постачальників, орієнтованих на азійський ринок (Близький Схід, Західна Африка тощо), та потенційна переконфігурація спредів проти Oman/Dubai.
• Висновок 2: розрив між деклараціями про попит і реальною ціновою дією.
  • Обґрунтування: попри озвучений Aramco приріст попиту у 2П 2025 на >2 млн бар./добу, компанія зменшує премії, що сигналізує про прагнення зафіксувати обсяги зараз, а не покладатися лише на інерцію попиту.
  • Наслідок для ринку: можливе вирівнювання структури спредів у бік більш конкурентних пропозицій для азійських НПЗ.
• Висновок 3: взаємодія з політикою OPEC+.
  • Обґрунтування: зниження премій відбулося після оголошення щодо «останнього шару» скорочень на 1,65 млн бар./добу; це може бути тактикою компенсації обмежень видобутку через ціноутворення та стимулювання постачань у пріоритетний регіон.
  • Наслідок: перерозподіл торгових потоків на користь Перської затоки в Азії у жовтні.
• Висновок 4: короткострокова волатильність у виділенні обсягів.
  • Обґрунтування: затримка із жовтневими алокаціями до «наступного тижня» узгоджується з переговорами на APPEC та пошуком оптимального балансу ціни/обсягу.
  • Наслідок: операційна невизначеність для закупівельників у короткому вікні планування, можливі коригування графіків постачання.

«Фундаментальні фактори ринку залишаються сильними, і ми очікуємо, що попит на нафту у другій половині 2025 року буде більш ніж на два мільйони барелів на добу вищим, ніж у першій половині», — президент і CEO Saudi Aramco Амін Нассер.

Що це означає для азійських НПЗ

• Короткостроково: привабливіші диференціали до бенчмарку Oman/Dubai, можливість збільшити закупівлі жовтневих партій на фоні зниженої премії.
• Середньостроково: якщо стратегія Aramco спрямована на відновлення частки, конкуренти можуть відповісти контрзнижками, що посилить цінову конкуренцію у 4 кв. 2025.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Aramco оприлюднила глибше від очікувань зниження жовтневих OSP: для Азії –$1/бар. по Arab Light (премія $2,20/бар.), для Європи — –$0,80/бар. по всіх сортах; у США більшість сортів знижені, але Arab Light незмінний із премією $4,20/бар. Корекція узгоджується з рішенням ОПЕК+ про збільшення видобутку та може посилити конкуренцію за ринки збуту.

Впливів цін Aramco на світовий ринок

Європа цього літа зафіксувала рекордний обсяг імпорту авіаційного палива з Азії. Основними постачальниками стали Китай і Південна Корея, які зміцнили свої позиції на паливних ринках. Зростання імпорту демонструє як збільшення пропозиції, так і стабільний попит на авіаперевезення попри амбіційні кліматичні цілі ЄС.

Рекордний імпорт авіапалива до Європи

Структура європейського ринку авіаційного палива

За даними Vortexa, з початку серпня Європа імпортувала близько 11,5 млн барелів авіаційного палива з Азії. Хоча це менше, ніж у червні та липні, показник залишається рекордним.

• Головні постачальники: Китай і Південна Корея.
• Ключова причина: падіння цін на авіапаливо порівняно з піковими рівнями 2022 року.
• Виробничий фактор: у Китаї спостерігається зростання виробництва авіапалива, попит на яке не заміщений альтернативами (наприклад, електромобілями для бензину).

«Ми маємо рекордні прибуття з Далекого Сходу, якщо подивитися на обсяги завантаження з Китаю та Кореї, і це є одночасно попитом і пропозицією», — зазначив трейдер авіаційного палива, цитований Financial Times.

Попит і ціни

Попри прагнення Європи скоротити авіаперельоти задля зниження викидів, попит на авіапаливо зберігається. Зниження цін з максимумів 2022 року зробило авіаподорожі знову більш доступними.

Зростаюча залежність від імпорту

Водночас у Європі закривається дедалі більше місцевих нафтопереробних заводів, які не витримують конкуренції з модернізованими азійськими. Це посилює залежність континенту від імпорту енергоносіїв.

«Коли європейські нафтопереробні заводи закриваються або їх витісняють новіші заводи на Далекому Сході, природним наслідком стає зростання імпорту нафти й палива з Азії», — підкреслив трейдер авіаційного палива, цитований Financial Times.

Висновки

• Ціновий фактор: зниження вартості палива стимулює зростання авіаперевезень.
• Ринкова структура: домінування Китаю і Південної Кореї посилює залежність Європи від азійських постачальників.
• Стратегічний ризик: скорочення навантаження  європейських нафтопереробних заводів суперечить меті енергетичної самодостатності.
• Перспектива: амбіції скорочення авіаперельотів у ЄС залишаються під загрозою через економічні стимули дешевшого палива.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com