Ірак посилює вимоги щодо збільшення квоти ОПЕК на тлі економічного тиску після війни з Іраном і нових інвестицій нафтових компаній. За даними IEA, країна має потужність 4,9 млн барелів на добу та може досягти цього рівня за 90 днів.

Багдад хоче більше барелів

Reuters повідомив 29 червня, що економічна криза через війну з Іраном і нові інвестиції нафтових компаній підштовхують Ірак до активнішої вимоги збільшити квоту ОПЕК. Ірак є одним із п’яти засновників ОПЕК і другим за величиною виробником у групі.

Нафта становила 88% державних доходів Іраку минулого року, за даними Світового банку, наведеними Reuters. Для порівняння, Саудівська Аравія залежала від нафти приблизно на 55% державних доходів, за даними її міністерства фінансів.

Удар по Іраку посилила відсутність альтернативи Ормузькій протоці для великих обсягів експорту. За даними ОПЕК, Ірак у травні видобував 1,48 млн барелів на добу проти майже 4,2 млн барелів на добу в лютому до фактичного закриття водного шляху.

Квота нижча за потенціал

За даними International Energy Agency, які наводить Reuters, Ірак має виробничу потужність 4,9 млн барелів на добу та може вийти на цей рівень за 90 днів. Це більш ніж на 500 тис. барелів на добу вище за липневу квоту ОПЕК у 4,378 млн барелів на добу. Reuters оцінив таку різницю приблизно у $36 млн на добу за поточних цін.

«З погляду Багдада повідомлення просте: нам потрібно більше барелів і більше доходів», — сказав іракський енергетичний радник, який відмовився назвати ім’я через чутливість питання.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Міністерство нафти Іраку 26 червня заявило, що ОПЕК почала поступово відновлювати довоєнні виробничі квоти країни. Багдад підтримав перегляд квот, щоб вони краще відображали економічні та безпекові умови країн-членів.

Квотна дискусія залишається фактором нафтового балансу

За повідомленням Reuters, Ірак є другим найбільшим виробником ОПЕК після Саудівської Аравії та одним із п’яти засновників організації. Напередодні джерела Reuters повідомляли, що Ірак розглядав можливість виходу з групи, якщо ОПЕК не дозволить Багдаду суттєво збільшити видобуток. Міністерство нафти Іраку пізніше заявило, що такі повідомлення не відображають офіційну позицію уряду.

У заяві міністерства також зазначено, що прем’єр-міністр Алі Фалех аль-Заїді не обговорював можливість виходу Іраку з ОПЕК. Reuters наголосило, що така перспектива була б серйозним ударом для організації, яка менш ніж два місяці тому втратила Об’єднані Арабські Емірати як члена.

Економіка Іраку значною мірою залежить від нафтових доходів, які скоротилися після того, як війна з Іраном фактично заблокувала експорт через Ормузьку протоку. Квота Іраку на липень становить 4,378 млн барелів на добу, але поточний видобуток суттєво нижчий через порушення в Ормузі.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Reuters 25 червня 2026 року повідомило, що Ірак розгляне всі доступні варіанти, якщо його квоту в ОПЕК не буде суттєво збільшено. За даними джерел агентства, Багдад навіть зважував можливість виходу з організації, хоча поточний план полягає у збереженні членства та добиванніся вищої квоти.

Ірак є другим за обсягами виробником в ОПЕК і одним із п’яти засновників організації. За даними Reuters, економіка країни опинилася під тиском через порушення експорту, пов’язані з війною з Іраном і блокуванням значної частини іракського експорту внаслідок проблем в Ормузькій протоці.

«Саудівська Аравія та інші союзники ОПЕК мають поставитися до цього питання з максимальною серйозністю. Інакше Ірак буде змушений розглянути всі доступні варіанти», — заявив високопосадовець міністерства нафти Іраку.

Речник уряду Іраку Хайдер аль-Абуді заявив, що країна працює над відновленням повної експортної потужності й прагне підняти видобуток нафти до 7 млн барелів на добу впродовж наступних років. Коментувати квоту ОПЕК або можливість виходу з групи він відмовився.

Reuters також зазначило, що сім ключових учасників ОПЕК+ з квітня до червня збільшили виробничі квоти майже на 600 тис. барелів на добу. Повідомлення про позицію Іраку ненадовго посилило падіння цін на нафту: Brent торгувався нижче $73 за барель.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Reuters 19 червня повідомило, що Ірак готує експорт сирої нафти та naphtha через сирійські порти після того, як війна з Іраном обмежила основні маршрути через Перську затоку. Багдад націлюється на 50 тис. барелів на добу сирої нафти через Сирію з липня та планує зберегти цей напрямок і після нормалізації Ормузу.

Ірак переводить тимчасовий обхідний маршрут через Сирію у довгостроковий інструмент диверсифікації експорту.

Ірак готує постачання сирої нафти та naphtha через сирійські порти після того, як війна з Іраном обмежила основні маршрути експорту через Перську затоку, повідомило Reuters із посиланням на сирійських та іракських енергетичних посадовців і джерела на НПЗ.

За даними Reuters, механізм розширює попередню схему постачання мазуту через сирійський порт Баніяс. Початковий обхідний маршрут запрацював у квітні, коли мільйони барелів іракського мазуту перевозили вантажівками через Сирію до Баніяса та реекспортували. Тепер Ірак планує використати той самий напрямок і для сирої нафти.

Ірак зазвичай експортує близько 3,6 млн барелів нафти на добу, з яких до війни з Іраном приблизно 3,4 млн барелів на добу йшли через Басру. За даними Reuters, сира нафта може почати перетинати іраксько-сирійський кордон на рівні близько 50 тис. барелів на добу після готовності завантажувальних потужностей. Рівні постачання naphtha не деталізовано.

Сирія планує протягом тижня додати дві зони розвантаження та відповідні об’єкти для приймання вантажівок. Потужність Баніяса для розвантаження становить у середньому 900 автоцистерн на добу. SOMO також має відкрити офіси в Баніясі.

У квітні SOMO уклала контракти на постачання близько 650 тис. метричних тонн мазуту на місяць у квітні–червні через Сирію. У 2024 році Ірак експортував рекордні 18 млн тонн мазуту, або приблизно 1,5 млн тонн на місяць. Reuters зазначило, що іракський мазут, відвантажений через Сирію, вже прямував до напрямків в Африці та Європі.

Маршрут має операційні ризики. Reuters повідомило про пошкоджені дороги, черги іракських автоцистерн понад 30 км до порту, аварію біля Хомса з розливом тисяч літрів та блокування автоцистерн протестувальниками.

«Іракський уряд і міністерство нафти надають найвищого значення диверсифікації маршрутів експорту сирої нафти, зокрема через сирійську територію», — заявив Салім аль-Рікабі, речник міністерства нафти Іраку.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Країни OPEC+ з надлишковим видобутком нафти подали оновлені графіки компенсаційних скорочень до червня 2026 року. Найбільше навантаження припадає на Казахстан, який має компенсувати системне перевищення квот, попри те що останнє падіння видобутку було спричинене атаками дронів та погодними умовами, а не виконанням угоди.

Компенсаційні скорочення в межах OPEC+

Секретаріат OPEC повідомив, що чотири країни-учасниці угоди OPEC+, які раніше перевищували свої квоти з видобутку нафти, подали оновлені плани компенсаційних скорочень обсягів видобутку на період з січня по червень 2026 року.

Хто і на скільки скорочуватиме видобуток

• Об’єднані Арабські Емірати зобов’язалися щомісяця скорочувати видобуток у межах від 10 тис. до 53 тис. барелів на добу до червня 2026 року.
• Ірак, другий за обсягами виробник нафти в OPEC після Саудівської Аравії, має компенсувати від 79 тис. до 140 тис. барелів на добу щомісяця.
• Оман скорочуватиме від 5 тис. до 8 тис. барелів на добу, що є майже непомітним показником у загальному балансі OPEC+.
• Казахстан нестиме найбільший тягар: компенсаційні скорочення коливатимуться від 503 тис. барелів на добу в січні до 669 тис. барелів на добу в червні 2026 року.

Причини надвиробництва Казахстану

Казахстан суттєво наростив видобуток нафти у 2025 році та системно перевищував свою квоту в межах OPEC+. Влада країни водночас неодноразово заявляла про відданість угоді.

• Зростання видобутку з січня 2025 року було забезпечене розширенням родовища Тенгіз, яке реалізується консорціумом на чолі з Chevron.
• Фактичні можливості швидко вписатися у компенсаційні графіки залишаються обмеженими.

«Наразі ми ще не можемо повністю вписатися в ці графіки компенсації, але Казахстан докладає всіх можливих зусиль для виконання угоди OPEC+ і залишається відданим їй», – заявив міністр енергетики Казахстану Єрлан Аккенженов у жовтні 2025 року.

Чому видобуток у Казахстані вже впав

Наприкінці 2025 року видобуток нафти в Казахстані різко скоротився, однак це не було пов’язано з виконанням умов OPEC+.

• У грудні видобуток знизився на 230 тис. барелів на добу.
• Середній рівень виробництва становив 1,522 млн барелів на добу проти 1,759 млн барелів на добу у листопаді.
• Ключові причини:
  • вимушене припинення роботи SPM-3 (Single Point Mooring) на терміналі Каспійського трубопровідного консорціуму на чорноморському узбережжі росії після атаки дронів;
  • несприятливі зимові погодні умови в Чорному морі.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

У листопаді Туреччина істотно зменшила імпорт російської нафти Urals приблизно на 200 тис. барелів на добу порівняно з жовтнем, паралельно збільшуючи закупівлі казахстанської суміші CPC Blend, KEBCO та іракської Basrah. На тлі жорсткіших санкцій США та ЄС проти російського енергетичного сектору турецькі нафтопереробні заводи прискорюють диверсифікацію сировини, однак залишаються обмеженими якісними параметрами альтернативних сортів і ризиками для логістики CPC.

Структурні зміни у нафтових постачаннях Туреччини

1. Перелом у структурі імпорту: від Urals до CPC Blend та Basrah

Дані енергетичних аналітичних компаній Kpler та LSEG фіксують стабільний розворот турецьких НПЗ від російської Urals до альтернативних сортів.

• За листопад:
  • Імпорт Urals до Туреччини скоротився приблизно на 200 тис. барелів на добу проти жовтня.
  • Імпорт казахстанської CPC Blend досяг 105 тис. барелів на добу – це максимум з 20 лютого 2024 року.
• За оцінками Kpler, у червні турецький імпорт Urals досягав майже 400 тис. барелів на добу, що показує, наскільки масштабним є нинішнє зниження.
• Туреччина з 2022 року, коли європейські покупці припинили закупівлі Urals, стала другим за величиною покупцем цього сорту після Індії.

Таким чином, за менш ніж півроку Туреччина пройшла шлях від пікових рівнів імпорту Urals до суттєвого скорочення, компенсуючи цей обсяг переорієнтацією на казахстанську та іракську нафту.

2. Фактори тиску: санкції США та ЄС проти російського енергосектору

Зміни в постачанні не є спонтанними – вони прямо випливають із санкційного тиску на російську нафтову галузь.

• Санкції США проти великих російських нафтових компаній:
  • Lukoil та Rosneft потрапили під обмеження, що звужує вибір постачальників для турецьких НПЗ.
• Євросоюз запровадив:
  • заборону на паливо, вироблене з російської нафти, що стимулює турецькі компанії переходити на сировину з інших джерел, аби уникнути ризиків вторинних санкцій та обмежень на збут продуктів переробки.

Санкції стають системним чинником, який не лише скорочує присутність російської нафти на ринку, а й змушує Туреччину стратегічно переглядати структуру імпорту, щоб зберегти доступ до ринків збуту нафтопродуктів, де діють європейські обмеження.

3. Роль казахстанської CPC Blend та статус «санкційно нейтральної» нафти

Казахстанська сировина стає ключовим елементом нової конфігурації постачання для Туреччини.

• CPC Blend:
  • Є сумішшю нафти, що транспортується через термінал Yuzhnaya Ozereyevka у росії, однак виробляється переважно казахстанськими компаніями.
  • Казахстанська нафта звільнена від західних енергетичних обмежень, зокрема від обмежень на російську нафту.
  • Це робить CPC Blend привабливою «санкційно нейтральною» сировиною для турецьких НПЗ.
• У 2025 році Туреччина імпортувала CPC Blend російського походження, але припинила такі закупівлі з вересня, посилюючи акцент на казахстанському компоненті суміші.

Таким чином, казахстанський CPC Blend фактично виконує функцію містка між вимогами санкційного режиму та потребами турецьких НПЗ у сировині.

4. Іракська нафта Basrah та KEBCO: додаткові напрямки диверсифікації

Паралельно з CPC Blend Туреччина нарощує постачання інших сортів.

• За даними Kpler, на фоні падіння постачання Urals Туреччина:
  • збільшує імпорт:
    • казахстанської CPC Blend,
    • KEBCO (казахстанська експортна нафта),
    • іракської Basrah.

Це демонструє спробу розосередити ризики через географічну й якісну диверсифікацію сировини – від Чорноморського маршруту до іракських поставок з Перської затоки.

5. Технічні та ринкові обмеження диверсифікації

Попри активну переорієнтацію Туреччина не може повністю й швидко замінити Urals.

• Турецькі НПЗ сконфігуровані під якість Urals, тому:
  • на середземноморському ринку бракує сортів із подібними характеристиками,
  • це обмежує можливості закупівель альтернативних сортів без технічних коригувань або додаткових витрат.

Якісна специфіка Urals фактично зберігає частину залежності турецьких НПЗ від цього сорту, попри санкційний тиск і політичні ризики.

6. Ризики для постачання CPC Blend через атаки на інфраструктуру

Чутливість нової конфігурації постачання Туреччини проявляється у вразливості ключового маршруту – нафтопроводу CPC.

• Нещодавні атаки на термінал консорціуму Caspian Pipeline Consortium можуть:
  • ускладнити постачання CPC Blend до Туреччини,
  • посилити логістичні ризики для турецьких НПЗ, які дедалі більше залежать від цієї суміші.

Отже, диверсифікація джерел не усуває загроз повністю: заміна російської Urals на казахстанську сировину частково переносить ризики на іншу критичну інфраструктуру – систему CPC.

7. Вплив на позиції росії на ринку Urals та роль Туреччини

Скорочення турецького імпорту Urals має значення не лише для Анкари, а й для експорту з росії.

• З 2022 року, після того як європейські покупці припинили закупівлі Urals, Туреччина разом з Індією стала ключовим напрямком збуту цього сорту.
• Тепер, на тлі:
  • мінус 200 тис. барелів на добу у листопаді проти жовтня,
  • зростання імпорту CPC Blend до 105 тис. барелів на добу,

  частка Urals у турецькому балансі зменшується, а залежність росії від азійських покупців (насамперед Індії) стає ще більшою.

Логіка змін виглядає так: санкції → звуження пулу російських постачальників → диверсифікація Туреччини → зростання навантаження на азійські ринки для Urals.

8. Логічні висновки для європейського нафтового ринку та енергетичної безпеки

На основі наведених даних можна схематично описати декілька важливих тенденцій, не виходячи за межі наданої інформації.

• Диверсифікація джерел постачання:
  • Заборона ЄС на паливо з російської нафти та санкції США проти Lukoil і Rosneft стимулюють перехід Туреччини від Urals до CPC Blend, KEBCO та Basrah.
  • Це демонструє, як регуляторний тиск переформатовує торгові потоки навіть поза межами ЄС.
• Логістична стійкість і нові вразливості:
  • Перехід на CPC Blend зосереджує значну частку постачань на маршруті Caspian Pipeline Consortium.
  • Атаки на термінал CPC підвищують ризик збоїв у новій структурі постачання, вказуючи на необхідність додаткового резервування маршрутів.
• Роль Труеччини як транзитного та переробного вузла:
  • Туреччина, залишаючись другим споживачем Urals після Індії, паралельно нарощує імпорт несанкційної казахстанської нафти.
  • Це посилює її значення як гнучкого хабу між санкційним режимом та альтернативними джерелами сировини.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Reuters

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

OPEC+ узгоджує подальше збільшення видобутку нафти з жовтня 2025 року. За даними джерел і заяв Іраку, базовий крок оцінюється у 130–140 тис. б/д (≈135 тис. б/д) з потенційним розширенням до 200–350 тис. б/д. Це продовжує розворот із квітня, коли кумулятивно додано близько 2,5 млн б/д, у тому числі плюс 547 тис. б/д у вересні, на тлі сигналів про сповільнення попиту та цін близько $65–67/бар.

Сценарії жовтня та наслідки для конкуренції на світовому ринку нафти

Обсянги нафти й ціни

• Принципово узгоджено: стартове збільшення з жовтня на ≈135 тис. б/д (діапазон 130–140 тис. б/д).
• Альтернативний сценарій: можливе розширення кроку до 200–350 тис. б/д.
• Кумулятивно з квітня: +≈2,5 млн б/д до квот (близько 2,4% світового попиту).
• Вересень: затверджено +547 тис. б/д на місяць перед жовтнем.
• Таймлайн рішень: онлайн-зустріч 6–7 вересня 2025 р. для остаточного затвердження.
• Ціни: Brent коливається близько $65–67/бар. на тлі санкцій проти рф та Ірану й ринкових очікувань щодо попиту.

Що саме обговорює OPEC+ на жовтень

• Базовий крок: 130–140 тис. б/д — мінімальна прибавка, яка сигналізує обережність через ознаки слабшого попиту (поза піком автосезону).
• Розширений крок: 200–350 тис. б/д — залежить від оцінки попиту й наявних потужностей окремих країн.
• Дисбаланс спроможностей: реальне збільшення зосередиться у виробників із вільними потужностями, тоді як частина членів наблизилася до меж видобутку.

Наслідки

• Мінімальна прибавка (≈135 тис. б/д):
  • Ринковий сигнал: обережний крок, що не ламає баланс, зменшує ризик надлишкових запасів.
  • Ціновий вектор: за поточних $65–67/бар. та ознак слабшого попиту ймовірний боковий діапазон з низькою волатильністю.
  • Конкуренція: менший крок зберігає простір для Саудівської Аравії та ОАЕ нарощувати частку завдяки резервним потужностям.
• Розширення до 200–350 тис. б/д:
  • Ринковий сигнал: більш агресивне повернення барелів після ≈2,5 млн б/д з квітня; підсилює конкуренцію з поза-OPEC+ виробниками.
  • Ціновий вектор: з урахуванням сповільнення попиту — підвищує тиск вниз на ціни, але ефект пом’якшують санкції на російську та іранську нафту.
  • Конкуренція: перерозподіл ринкових ніш у бік виробників із низькою собівартістю; країни з обмеженими потужностями ризикують втрачати частку.
• Вересневий приріст +547 тис. б/д:
  • Логіка: попередній імпульс пропозиції перед жовтневим кроком — тест ринку на еластичність попиту.
  • Наслідок: якщо запаси не зростають суттєво, у жовтні можливий стриманий крок (≈135 тис. б/д); якщо запаси зростуть — менш імовірне верхнє плече 200–350 тис. б/д.

Вплив на світовий ринок

• Частка ринку: продовження повернення барелів з квітня (≈2,5 млн б/д) — це стратегія відвоювання частки попри слабший попит.
• Цінова дисципліна vs. частка: менші кроки у жовтні балансують дві цілі: стабільність цін і поступове відтиснення конкурентів із вищими витратами.
• Регіональні диспаритети: санкції на російську нафту та іранські потоки перекроюють маршрути постачання, створюючи цінові диференціали (скидки/премії).
• Операційні межі: країни без запасу потужностей обмежені у прирості, що підсилює роль «якорів» пропозиції — Саудівської Аравії та ОАЕ.

Роль Іраку

• Позиція Багдада: Ірак підтверджує 130–140 тис. б/д як базовий крок із опціоном до 200–350 тис. б/д.
• Висновок: за наявності власних мотивацій щодо квот і спроможностей, Ірак зацікавлений у сценарії, який не провокує різкого зниження цін, але дозволяє нарощувати експорт у межах узгоджених квот.

Що далі (таймлайн і ознаки для відстеження)

• 6–7 вересня 2025 р. — віртуальна зустріч для затвердження жовтневого кроку.
• Ключові метрики моніторингу:
  • динаміка комерційних запасів у США та ОЕСР;
  • спред Brent–WTI і маржа нафтопереробки як індикатори еластичності попиту;
  • фактичне виконання вересневого +547 тис. б/д та розподіл приросту між країнами з вільними потужностями;
  • маршрути постачання під впливом санкцій і знижок на російські барелі.

Консолідована таблиця сценаріїв

• Мінімальний жовтневий крок: ≈135 тис. б/д (130–140 тис. б/д).
• Розширений крок: 200–350 тис. б/д.
• Накопичено з квітня: ≈2,5 млн б/д.
• Вересневий приріст: +547 тис. б/д.

Отже, рішення OPEC+ у жовтні стане тестом на здатність картелю поєднати захист цінової стабільності з нарощуванням ринкової присутності, а ключовим фактором лишається еластичність попиту на тлі слабшої глобальної економіки.

Прогноз цінових сценаріїв:

1. Сценарій мінімального кроку (≈135 тис. б/д):

• Ціни Brent залишаться у діапазоні $65–70/барель.

• Ринок отримає сигнал про обережність OPEC+, що зменшує ризик надлишкової пропозиції.

• Волатильність буде низькою, баланс між попитом і пропозицією збережеться.

2. Сценарій розширеного кроку (200–350 тис. б/д):

• Ймовірне зниження Brent до $62–65/барель через очікування надлишкової пропозиції.

• Це посилить тиск на виробників із вищою собівартістю, особливо поза OPEC+.

• Конкуренція на ринку загостриться, а країни з резервними потужностями зможуть відвоювати частку.

3. Фактори стримування падіння цін:

• Санкції проти росії та Ірану продовжать скорочувати обсяги, що реально надходять на ринок.

• Якщо попит у Китаї та Індії залишиться стабільним, це підтримає ціни вище $65/барель, навіть за сценарію 350 тис. б/д.

Отже, базовий сценарій виглядає як збереження Brent у коридорі $65–67/барель із незначними коливаннями залежно від жовтневого рішення OPEC+.

Джерело: Terminal

За матеріалами:
Reuters: OPEC+ will likely raise oil output further in October
Reuters: OPEC+ set to raise oil output further from October

Іран залишається одним із ключових виробників природного газу у світі, із загальним обсягом у 270 млрд кубометрів у 2023 році. Попри домінування внутрішнього споживання, країна відіграє дедалі важливішу роль у забезпеченні газом Іраку й Туреччини. Водночас, наслідки конфлікту з Ізраїлем у червні 2025 року підсилили слабкі місця іранської газової інфраструктури — брак резервних потужностей, сезонні дефіцити та вразливість до атак на ключові об’єкти.

Ключові виклики для газового сектору Ірану

• Іран — третій у світі виробник природного газу після США та росії, з обсягом у 270 млрд кубометрів у 2023 році. Основна частина видобутку надходить з родовища South Pars, яке дає понад 70% усього обсягу.
• 95% видобутого газу споживається всередині країни. У 2023 році споживання становило 255 млрд кубометрів, що робить Іран четвертим за обсягом споживання у світі.
• Основні напрями споживання: виробництво електроенергії, промисловість, житловий і комерційний сектор — кожен по 30%, решта — у транспорті та секторі видобутку.

Сезонний дефіцит і вразливість до зовнішніх загроз

• Взимку 2024 року добовий дефіцит природного газу досягав 350 млн кубометрів. Наслідки — обмеження постачання для промисловості та перебої з електроенергією.
• Потужність газосховищ — лише 3 млрд кубометрів, або приблизно 1% річного споживання. Це робить Іран чутливим до будь-яких збоїв у системі.

Удар по інфраструктурі під час конфлікту з Ізраїлем

• 14 червня 2025 року дронова атака вивела з ладу установку обробки газу на South Pars Phase 14, тимчасово скоротивши видобуток на 12 млн кубометрів на добу (4,4 млрд на рік).
• Роботу відновлено 26 червня, ін’єкції в систему передавання відновлені.
• Також спалахнула пожежа на заводі Fajr Jam, однак вона була швидко локалізована, і виробничих втрат не зафіксовано.
• У межах тієї ж кризи було превентивно зупинено всі 7 заводів з виробництва аміаку та сечовини, що вплинуло на ціни в регіоні.

Постачання газу до Туреччини та Іраку

• У 2024 році Іран експортував до Туреччини близько 7 млрд кубометрів газу, що становить 13% її загального постачання газу.
• Постачання газу не переривалося навіть під час червневого конфлікту, як заявили в міністерстві енергетики Туреччини.
• З березня 2025 року Іран виконує угоду з Туркменістаном на 2 млрд кубометрів на рік у форматі swap-доставок до Туреччини — ці постачання також не були перервані.

Залежність Іраку та перспективи самозабезпечення

• Ірак з 2017 року суттєво залежить від імпорту іранського газу для покриття внутрішнього дефіциту.
• У 2023 році обсяг поставок становив 9 млрд кубометрів, у квітні 2024 сторони домовились про підвищення до 50 млн кубометрів на добу.
• Однак фактичні обсяги у 2024 році, ймовірно, були нижчими через внутрішній дефіцит газу в Ірані.
• Поставки відбуваються в межах санкційних винятків США, що дозволяють Іраку імпортувати енергію з Ірану. Однак з березня 2025 року виняток для імпорту електроенергії було скасовано.

Стратегія Іраку до 2030 року

• Ірак планує відмовитися від імпорту іранського газу до 2028 року через нестабільність поставок.
• Країна запроваджує нові концесії та інвестує в утилізацію попутного газу (у 2023 році було спалено 18 млрд кубометрів).
• Також розглядається можливість імпорту LNG через плавучі термінали, однак без суттєвого зростання внутрішнього видобутку Ірак залишатиметься залежним від трубопровідного газу з Ірану.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити звіт по ринку

Понад пів мільйона барелів на добу — саме на стільки у серпні 2025 року зросте сукупний обсяг видобутку восьми ключових країн ОПЕК+. Це рішення формує нову кон’юнктуру нафтового ринку, зменшуючи дефіцит фізичного ресурсу та потенційно обмежуючи подальше зростання котирувань.

ДИНАМІКА ПОВЕРНЕННЯ ОБСЯГІВ НА РИНОК

• Початкове добровільне скорочення від восьми країн (Росія, Саудівська Аравія, Ірак, ОАЕ, Казахстан, Алжир, Оман, Кувейт) склало 2,2 млн барелів на добу, розпочате ще на початку 2024 року.
• З квітня 2025 року розпочалося поступове повернення обсягів:
  • Квітень: +138 тис. б/д
  • Травень–липень: щомісячно по +411 тис. б/д
  • Серпень: рекордне для кампанії +548 тис. б/д
• Залишок для повернення: ще 548 тис. б/д — питання буде вирішуватись 3 серпня.

ОБҐРУНТУВАННЯ РІШЕННЯ

• ОПЕК+ вказує на стійкі фундаментальні фактори попиту, які підтримують рішення про відновлення обсягів.
• Окремо наголошено на низьких світових запасах нафти, що створює обмежену пропозицію на глобальному ринку.
• Початкове очікування полягало у поступовому поверненні протягом більш як року, але строки скоротили — тепер весь обсяг може бути повернений уже восени 2025 року.

СТАН ОБМЕЖЕНЬ І ДАЛЬШІ ПЕРСПЕКТИВИ

• Попри повернення барелів, окремі добровільні обмеження у розмірі 1,65 млн б/д залишаються чинними до кінця 2026 року.
• Ці обмеження слугують стримуючим фактором надмірної пропозиції та можуть зберігати цінову рівновагу на ринку.

АНАЛІТИЧНИЙ ВИСНОВОК

• Стриманість ОПЕК+ в темпах повернення ресурсів свідчить про обережну політику щодо зниження ризику різкої волатильності цін.
• Прогнозоване зростання видобутку у серпні-вересні може вплинути на зниження премій у ф’ючерсних контрактах, особливо при стабільному попиті.
• Скорочення запасів і синхронізоване повернення обсягів вказує на керовану стратегію впливу на ринок з урахуванням макроекономічних ризиків.

Джерело: Terminal

За матеріалами: ЗМІ

Замовити звіт по ринку