Рада міністрів Іраку схвалила експорт нафти через різні міжнародні та внутрішні компанії з 1 вересня 2026 року. S&P Global Energy повідомило про рішення 19 серпня. Одночасно уряд дозволив створювати додаткові маршрути експорту та імпорту, імпортувати нафтопродукти й відновити інфраструктуру іраксько-турецького нафтопроводу.

Ірак намагається збільшити експортні та імпортні можливості після падіння видобутку й майже повного закриття Ормузької протоки

Нині весь іракський нафтовий експорт здійснює державна маркетингова організація SOMO. За останнім опитуванням Platts щодо ОПЕК+, Ірак у липні видобував 2,6 млн барелів на добу й залишався другим за обсягом виробником нафти в ОПЕК. До конфлікту з Іраном у лютому видобуток становив 3,22 млн барелів на добу.

У межах заходів із розширення експортних та імпортних потужностей уряд також дозволив закупівлю сирої нафти зі знижкою 30% до ціни SOMO або ціни, передбаченої федеральним бюджетом, залежно від того, яка з них нижча. Правило набуде чинності 1 вересня, а базова ціна визначатиметься щороку.

SOMO не надала S&P Global Energy оперативного коментаря щодо рішення.

Ірак паралельно працює над диверсифікацією маршрутів. Серед напрямів, які називає S&P Global Energy, — трубопровід до сирійського порту Баніяс та маршрут із Басри до турецького Джейхана через Кіркук. Міністр нафти отримав повноваження затверджувати й інші транспортні маршрути для експорту та імпорту нафти, а також імпорт нафтопродуктів.

Державній Oil Pipelines Co. дозволено розширювати наливну інфраструктуру. Уряд також погодив відновлення станції IT2A та допоміжної розвантажувальної станції IT1 потужністю 300 тис. барелів на добу. Ці об’єкти є частиною трубопровідної системи, що з’єднує родовища північного Іраку з середземноморським портом Джейхан.

Platts оцінив нафту Basrah Medium 18 серпня у $63,48 за барель проти недавнього максимуму $110,65 за барель 7 квітня.

Уряд заявив, що інфраструктурні роботи мають сприяти «швидкому постачанню імпортованої сировини без порушення принципів конкуренції та прозорості».

Джерело: Terminal. За матеріалами: S&P Global Energy

Проєкт нового маршруту експорту іракської нафти до Середземного моря, який має зменшити залежність від Ормузької протоки, потребуватиме щонайменше $15 млрд і близько чотирьох років будівництва. Існуючий трубопровід Киркук–Баньяс настільки пошкоджений, що його планують фактично замінити новою системою.

Альтернативна експортна інфраструктура не може швидко замістити Ормузьку протоку

За даними двох джерел Reuters, безпосередньо залучених до проєкту, потрібне будівництво нової інфраструктури, а не відновлення старого нафтопроводу. Запланована система має з’єднати південні та північні нафтові родовища Іраку з центральним вузлом у Хадіті на заході країни, а далі — із сирійським середземноморським портом Баньяс.

До війни Ірак експортував близько 3,6 млн барелів на добу, переважно через термінали біля Басри. У липні через Ормузьку протоку країна змогла відправити загалом лише 35,5 млн барелів, за даними державної SOMO.

США підтримують проєкт і називають початкову потенційну пропускну здатність у 2 млн барелів на добу. Старий Киркук–Баньяс мав потужність близько 300 тис. барелів на добу.

Сирія та Ірак окремо підписали меморандуми з консорціумом Chevron, TI Capital і катарської UCC Holding щодо технічних та фінансових досліджень. Reuters наголошує, що остаточні параметри проєкту ще не визначено.

Проєкт може забезпечити Іраку «ще один шлях доступу до ринку через Середземне море», — заявляв представник Chevron.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Reuters повідомило 9 липня, що Ірак не планує виходити з ОПЕК, але домагатиметься справедливої квоти видобутку. Про це в інтерв’ю телеканалу Al Arabiya TV заявив прем’єр-міністр Іраку Алі аль-Заїді, повідомила його канцелярія.

Позиція Іраку важлива для балансу постачання нафти всередині ОПЕК

Ірак є другим за величиною виробником нафти в ОПЕК після Саудівської Аравії та одним із п’яти засновників організації. Reuters зазначає, що в червні повідомляло про розгляд Іраком варіанту виходу з ОПЕК, якщо група не дозволить Багдаду суттєво збільшити видобуток нафти.

Заява прем’єра змінює акцент: Багдад не ставить питання про вихід з організації, але наполягає на перегляді квоти. Для ринку це має значення через роль квот у регулюванні пропозиції сирої нафти. Якщо дискусія про квоти загострюється, учасники ринку уважніше оцінюють здатність ОПЕК утримувати узгоджену виробничу дисципліну.

У матеріалі Reuters не наведено нових числових параметрів бажаного збільшення видобутку Іраку. Тому ключовим фактом є не обсяг, а політична позиція Багдада: залишитися в ОПЕК і водночас вимагати справедливішого розподілу дозволених обсягів видобутку.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

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