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

Crude Oil Prices Erase Early Gains on the Outlook for Iraq to Boost Crude Exports

Наступне: ціни на нафту повернулися до раніше зафіксованого рівня після ранкового зростання. Причини — очікування збільшення обсягів експорту нафти з іракського Курдистану та нові санкції ЄС щодо російської нафти.

Зростання експорту з Іраку тисне на ціни

Ірак схвалив план щодо відновлення експорту нафти з його напівавтономного Курдистану через трубопровід Ірак–Туреччина, який був зупинений з березня 2023 року. Курдистан розраховує постачати до 230 000 барелів нафти на добу після відновлення експорту. Ірак — другий за обсягом видобувач у ОПЕК.

ЄС посилює санкції проти російської нафти

• Європейський Союз ухвалив новий пакет санкцій проти російського нафтового експорту, що включає відключення 20 російських банків від SWIFT, заборону нафтопереробної продукції за участю росії, а також санкції щодо 105 суден «тіньового флоту». Це підтримує ціни

Сильна економіка США підтримує попит

• Ліцензії на новобудови у США в червні зросли на 4,6 % м/м до 1,321 млн (проти очікуваних 1,300 млн).
• Будівельні дозволи неочікувано збільшилися на 0,2 % м/м до 1,397 млн (очікувалось падіння до 1,387 млн).
• Індекс споживчого настрою Університету Мічигану у липні зріс на 1,1 пункту до 61,8 — п’яти‑місячного максимуму.

Можливий надлишок та дії ОПЕК+

Після рішення ОПЕК+ з 1 серпня збільшити видобуток на 548 000 б/д (більше за очікувані 411 000 б/д) ринки очікують подальші кроки. Саудівська Аравія заявила про можливість подальших збільшень — стратегія спрямована на зниження цін та дисципліну серед країн, таких як Казахстан і Ірак. ОПЕК+ планує відновити 2,2 млн б/д виробництва до вересня 2026.

За даними Міжнародного енергетичного агентства, запаси зростають на 1 млн б/д, а у четвертому кварталі 2025 року можливий надлишок, що складатиме 1,5 % від світового споживання.

Запаси та бурові установки у США

• Запаси сирої нафти в резервуарах (на суднах) за тиждень до 11 липня знизилися на 4,6 % до 78,03 млн барелів.
• Звіт EIA за 11 липня: запаси сирої нафти впали на 3,859 млн барелів — перше зменшення за три тижні; запаси бензину і дистилятів збільшилися.
• Запаси нафти станом на 11 липня були на 8 % нижчими від середнього за 5 років, бензину – на 0,1 %, дистилятів – на 21,1 % нижче за п’ятирічний показник.
• Видобуток у США зменшився на 0,1 % до 13,375 млн б/д, трохи нижче рекорду 13,631 млн б/д (тиждень до 6 грудня 2024).
• Кількість активних бурових установок за даними Baker Hughes впала на 1 одиницю до 424 — мінімум за 3,75 роки (станом на 11 липня). У грудні 2022 їх було 627.

Замовити звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Джерело: Terminal
За матеріалами: barchart.com

Ірак оголосив про плани повністю припинити імпорт бензину до кінця 2025 року завдяки розширенню нафтопереробних потужностей і курсу на паливне самозабезпечення.

Підготовка до експортних амбіцій

Прем’єр-міністр Іраку Мухаммед Шіа аль-Судані під час запуску етапу реалізації проєкту розширення нафтопереробного заводу в провінції Діванія повідомив про значне збільшення потужностей країни у переробці нафти.

• Вартість проєкту: 800 млн доларів США
• Збільшення потужності: +70 000 барелів на добу, до 90 000 барелів/добу
• Окремі установки: установка поліпшення бензину (10 000 барелів/добу), гідроочищення та ізомеризація нафтену

Водночас планується обробляти 180 тонн на добу скрапленого газу.

Роботи з модернізації нафтопереробних заводів тривають також у провінціях Місан та Наджаф. Очікується, що завершення цих проєктів дозволить Іраку вперше за десятиліття розпочати експорт нафтопродуктів.

Попри статус одного з провідних нафтовидобувних регіонів світу, Ірак тривалий час змушений був покладатися на імпорт пального через роки недоінвестування в переробну інфраструктуру. За словами прем’єра, стратегія уряду передбачає переробку 40% видобутої сирої нафти у внутрішні продукти, що дасть змогу зменшити залежність від імпорту та збільшити доходи.

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Джерело: Terminal
За матеріалами: Shafaq News

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+ зростуть на 2 млн барелів на добу до 2030 року, причому понад 60% цього приросту припадає на конденсати та NGLs, зокрема з нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак лідирують у збільшенні потужностей, тоді як Мексика зазнає найбільших втрат. Також розглянуто перспективи розширення видобутку природного газу, зменшення споживання нафти в енергетиці та стратегічні інвестиції Aramco та ADNOC.

Основні рушії видобутку нафти

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+, включаючи конденсати та NGLs, прогнозовано зростуть на чисті 2 млн барелів на добу у 2024–2030 роках. Основними рушіями стануть Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак. Понад 60% чистого приросту забезпечать конденсати та NGLs, які не підпадають під квоти, зокрема завдяки початковим фазам розробки нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Це відповідає стратегії країни зі зниження використання сирої нафти для генерації електроенергії, розвитку нафтохімії та експорту NGLs.

Чиста потужність видобутку сирої нафти OPEC+ зросте більш ніж на 810 тис. барелів/добу. Казахстан очолює приріст завдяки запуску проєкту Тенгіз у січні 2025 року (+260 тис. б/д). Об’єднані ОАЕ та Ірак збільшать свої потужності на 1,3 млн б/д. Водночас Мексика зазнає найбільших глобальних втрат – до 630 тис. б/д, залишившись з 1,3 млн б/д до 2030 року.

У 2024 році загальний видобуток нафти країнами OPEC+ зменшився на 800 тис. б/д до 49,9 млн б/д. Саудівська Аравія скоротила видобуток на 480 тис. б/д, Кувейт – на 110 тис. б/д. Перебої у видобутку зафіксовані в росії (-260 тис. б/д), Мексиці (-130 тис. б/д) та Лівії (-90 тис. б/д). Водночас Іран та Венесуела (які не підпадають під квоти) збільшили видобуток на 530 тис. б/д – до найвищих показників з 2019 року. Виробництво NGLs зросло до 8,2 млн б/д, з яких Близький Схід забезпечив 6,8 млн б/д. Саудівська Аравія додасть 970 тис. б/д до 2030 року.

Група з восьми країн OPEC+, які погодили скорочення на 2,2 млн б/д у листопаді 2023 року, знизила свою частку на світовому ринку з 39% у 2022 до 36% у 2024. Саудівська Аравія несла основне навантаження, накопичивши резервні потужності до 3 млн б/д. Росія, ОАЕ, Ірак та Казахстан перевищували ліміти у 2024 році загалом на 1,2 млн б/д.

Зростання обсягів виробництва OPEC+

З травня по липень 2025 року оголошено поступове зростання цільових обсягів виробництва на 1,4 млн б/д. Проте лише Саудівська Аравія має змогу додати 180 тис. б/д щомісяця. Всі інші країни будуть обмежені у зростанні через брак резервів або перевиробництво. Саудівська Аравія планує приріст майже 1,2 млн б/д потужностей до 2030 року.

У 2024 році Саудівська Аравія скоротила видобуток на 500 тис. б/д до 10,9 млн б/д. Aramco знизила свою ціль з 13 до 12 млн б/д та переорієнтувалась на розвиток газу та відновлюваних джерел. Очікується зростання газових потужностей на 4 млрд куб. футів/день, що дозволить зменшити спалювання 1 млн б/д нафти у генерації, зокрема 500 тис. б/д сирої нафти. Перші дві фази Джафура дадуть половину приросту газу, а також 270 тис. б/д етану і 630 тис. б/д NGLs.

Попри стабільність потужностей сирої нафти, Aramco інвестує в підтримку продуктивності. Між 2025 і 2026 роками мають запрацювати проєкти на 1,2 млн б/д. Водозапуск Dammam (фаза 1 – 25 тис. б/д у 2025, фаза 2 – ще 50 тис. б/д у 2027), морські родовища Berri і Marjan (разом 550 тис. б/д), а також переробка NGLs на газовому заводі Танаджиб. Крім того, 600 тис. б/д важкої нафти очікується з централізованого вузла Zuluf з 2026 року.

ОАЕ планують лідерство у прирості потужностей видобутку сирої нафти – понад 720 тис. б/д до 2030 року. Також на 260 тис. б/д зросте виробництво NGLs. У 2024 році видобуток нафти, включаючи конденсати, залишався на рівні 4,2 млн б/д. План на 5 млн б/д отримав новий імпульс після угод з ExxonMobil та INPEX/JODCO щодо розширення Upper Zakum до 1,2 млн б/д.

ADNOC інвестує в офшорні потужності: Upper Zakum зріс з 500 тис. до 1 млн б/д. У 2023 запущено Belbazem (45 тис. б/д). Нові контракти включають 20 тис. б/д для стабілізації Lower Zakum (450 тис. б/д) та розширення на 50 тис. б/д до 2027 року. Umm Shaif зросте до 390 тис. б/д завдяки трьом фазам по 115 тис. б/д.

Внутрішні проєкти включають Bu Hasa (+100 тис. б/д) та Bab (+90 тис. б/д). ADNOC активно вивчає нетрадиційні ресурси. До кінця 2025 року буде пробурено 140 свердловин у межах СП Turnwell із SLB та Patterson-UTI. У травні 2025 року EOG Resources отримала ліцензії на блок 3 (Al Dhafra). Успіх може зміцнити амбіції країни у газовому секторі.

ОАЕ прагнуть газової самодостатності до 2030 року. ADNOC Gas розширює переробку газу, зокрема в рамках проєкту MERAM, який у 2025 дозволить видобувати 120 тис. б/д етану для Borouge. Також не включено в оцінки майбутні проєкти – Rich Gas Development (1,5 млрд куб. футів/день) та Bab Gas Cap (1,8 млрд куб. футів/день).

Ірак, Кувейт та Оман нарощують нафтогазову інфраструктуру попри виклики

Ірак планує збільшити видобувні потужності до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, Кувейт — до 3,1 млн, а Оман інвестує в офшорні родовища та LNG. Зусилля супроводжуються технічними й логістичними проблемами, але країни регіону готують стратегічне підґрунтя для майбутнього зростання.

Ірак, як очікується, збільшить свої потужності на 560 тис. барелів на добу до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, не досягнувши цілі у 6 млн барелів. Розширення стримується через нестачу інфраструктури для закачування води, складнощі транспортування та обмежені можливості експорту з південних родовищ. Основне зростання забезпечують іноземні компанії, які працюють на півдні, тоді як Ірак оптимізує порт Басра та створює альтернативні маршрути експорту. Повернення BP до родовища Кіркук після виходу у 2019 році та можливе відновлення роботи Іраксько-Турецького трубопроводу (ITP) відкривають довгострокові перспективи. Загальний видобуток Іраку у 2024 році зріс на 40 тис. барелів у річному вимірі до 4,5 млн барелів на добу.

Брак потужностей із закачування води у багатьох іракських родовищах обмежує можливість зростання видобутку. TotalEnergies розбудовує інфраструктуру для морського проєкту обробленої води на 5 млн барелів на добу для родовищ Зубайр і Західна Курна. Також компанія планує збільшити видобуток на родовищі Ратауі з 85 тис. до 210 тис. барелів на добу.

Ірак досяг прогресу в усуненні вузьких місць у порту Басра. У квітні компанія Basra Oil підписала контракт з італійською Micoperi та турецькою ESTA на будівництво третього підводного експортного трубопроводу потужністю 2,4 млн барелів/день та плавучої точки завантаження. Наприкінці 2024 року уряд Іраку схвалив будівництво трубопроводу Басра-Хадіта довжиною 685 км і потужністю 2,25 млн барелів/день, який проходитиме паралельно з нині застарілим Стратегічним трубопроводом.

У регіоні понад 1,2 млн барелів/день додаткових потужностей перебувають у різних фазах реалізації. Зокрема, PetroChina працює над розширенням Західної Курни-1 (з 550 до 800 тис. барелів/день), а Lukoil та уряд Іраку продовжили контракт на Західну Курну-2 до 2045 року, плануючи нарощення до 800 тис. барелів. Eni продовжує розширення Зубайру на 250 тис. барелів, а Basra Oil працює над збільшенням потужності Маджнуна з 130 до 450 тис. барелів/день.

На півночі, у разі відновлення транспортування 450 тис. барелів/день через ITP до Джейхана, можуть пожвавитися родовища Кіркуку та території під контролем Курдської регіональної адміністрації. Потік зупинено з березня 2023 року, однак 300 тис. барелів, за даними, продаються локально чи вивозяться автотранспортом. Повернення BP до Кіркуку може забезпечити зростання видобутку у наступному десятилітті.

Кувейт планує збільшити потужності на 150 тис. барелів до 3,1 млн барелів/день до 2030 року, з амбіцією досягти 3,5 млн до 2035-го. У 2024 році середній видобуток становив 2,55 млн барелів, зменшившись на 110 тис. Кувейт втратив 220 тис. барелів потужностей з 2018 року.

Компанія Kuwait Oil Company зосередила увагу на родовищі Бурган. У 2023 році введено північний газовий проєкт Jurassic, що додав 50 тис. барелів легкої нафти. Розробка важкої нафти на Раткі з технічною підтримкою Shell додала ще 20 тис. барелів/день. Нові відкриття на шельфі можуть сприяти досягненню цілей до 2035 року.

У Нейтральній зоні, яку Кувейт ділить із Саудівською Аравією, очікується стабільний рівень потужностей у 260 тис. барелів/день на кожну сторону до 2030 року, хоча потенційне зростання можливе.

У Омані видобуток нафти та конденсатів у 2024 році склав приблизно 1,1 млн барелів/день. Прогнозується зростання потужностей на 40 тис. барелів за рахунок інвестицій у важку нафту та офшорні проєкти, включаючи Yumna. Угода з Occidental Petroleum на $30 млрд продовжує розробку родовища Мухайзна. Орієнтація Омана на газову інфраструктуру, зокрема запуск LNG-заводу Marsa у 2028 році, підтримає обсяги конденсату та NGL.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Близький Схід є основним регіоном світу, де електроенергія традиційно виробляється шляхом спалювання нафтопродуктів. Проте в останні роки розгорнуто активні зусилля щодо збільшення постачання природного газу, що дозволить суттєво знизити споживання нафти в енергетиці протягом прогнозованого періоду.

Використання нафти

Очікується, що використання сирої нафти, мазуту та газойлю у виробництві електроенергії скоротиться на дві третини до кінця десятиліття. У 2024 році обсяг споживання нафти в енергетиці в регіоні оцінювався майже у 1,7 млн барелів на добу, з яких 670 тис. — мазут, 710 тис. — сира нафта і 280 тис. — газойль. Якщо заявлені проєкти буде реалізовано, то до 2030 року цей показник зменшиться на 1,1 млн барелів на добу — до 540 тис., завдяки запуску нових газових та відновлюваних об’єктів. При цьому на частку Саудівської Аравії припаде близько 1 млн барелів цього скорочення.

Відновлювана генерація

Рідкі вуглеводні досі відіграють важливу роль у країнах регіону — особливо в Саудівській Аравії, Іраку, Кувейті та Ірані — для покриття пікових навантажень або забезпечення базового навантаження у районах з обмеженим доступом до газу. Однак розвиток використання недозадіяних газових ресурсів та ВДЕ в Саудівській Аравії й Іраку сприятиме зменшенню цієї залежності. Це також матиме позитивний вплив на якість повітря, економіку та дозволить звільнити нафту для експорту.

Найамбітніші плани реалізує Саудівська Аравія, яка активно інвестує у газову та відновлювану генерацію з метою задоволення зростаючого попиту на електроенергію та повного припинення спалювання нафти на електростанціях. Програма «Liquid Displacement Programme» передбачає заміщення близько 1 млн барелів нафти на добу, що споживається в енергетиці, опрісненні води та сільському господарстві, природним газом, ВДЕ та електрифікацією до 2030 року.

Нові газові електростанції

Поточний прогрес включає введення в експлуатацію або будівництво нових газових електростанцій. За останніми даними, у 2024 році споживання сирої нафти та мазуту в Саудівській Аравії залишалося на рівні 2023 року, попри зростання показника охолоджувальних градусо-днів (CDD) на 6% через аномально спекотне літо. Проте основний ефект від інвестицій очікується в останні роки цього десятиліття.

В Іраку система електропостачання перебуває під тиском, і навіть імпорт електроенергії та газу з сусідніх країн не дозволяє уникнути масштабного спалювання сирої нафти та мазуту. Країна планує поліпшити ситуацію завдяки більш ефективному використанню власного газу та інвестиціям у сонячну енергетику. Зокрема, проєкт GGIP у співпраці з TotalEnergies дозволить відбирати газ із нафтового родовища Ратауї, який наразі факелується. Такі проєкти, за прогнозами, зменшать споживання нафти в Іраку на близько 100 тис. барелів на добу у 2024–2030 роках.

Температурні коливання — головний драйвер споживання

Попит на електроенергію та, відповідно, виробництво з використанням нафти значно зросли у 2024 році через аномальну спеку. Системи кондиціонування повітря є основним чинником пікового споживання енергії, тож періоди високих температур і підвищення CDD напряму пов’язані з різким зростанням споживання нафти. Екстремальні погодні умови мали помітний вплив на регіональний та глобальний попит у 2024 році, і ймовірно, що температурні коливання продовжуватимуть викликати нерівномірне навантаження на Близькому Сході в середньостроковій перспективі.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Міжнародний валютний фонд (МВФ) знизив прогнози економічного зростання для країн-експортерів нафти в регіонах Близького Сходу та Північної Африки через зростання глобальних торгових напружень та зниження цін на енергоносії. У 2025 році прогнозується зростання на 2,3% для нафтових експортерів, таких як Саудівська Аравія та Ірак, знижене на 1,7 процентних пункти порівняно з попередніми прогнозами.

МВФ

Міжнародний валютний фонд  знизив свої прогнози економічного зростання для країн-експортерів нафти на Близькому Сході та в Північній Африці, включаючи Саудівську Аравію та Ірак, через загострення глобальних торгових напружень та падіння цін на енергоносії.

МВФ знизив прогноз зростання для нафтових експортерів регіону до 2,3% на 2025 рік, що на 1,7 процентних пункти менше за попередні оцінки. За словами представників МВФ, ціни на нафту у 2025 році, ймовірно, впадуть до середнього рівня в $66,9 за барель, що майже на $6 менше, ніж було передбачено у жовтневих прогнозах. Це зниження пов’язане з сильним зростанням пропозиції з боку країн, які не входять до ОПЕК+, і слабким попитом на нафту через уповільнення глобальної економіки.

Ціни на нафту марки Brent впали приблизно на 15% цього року і досягли рівня близько $63 за барель. Це обумовлено торговими війнами, ініційованими США, а також оголошенням ОПЕК+ про прискорене збільшення видобутку нафти.

Зокрема, Ірак зазнав найбільших коригувань — тепер МВФ очікує, що валовий внутрішній продукт цієї країни зменшиться на 1,5% цього року, замість раніше прогнозованого зростання на 4,1%. Для Саудівської Аравії прогноз було знижено до 3%, що на 1,6 процентних пункти нижче від попереднього прогнозу.

Зовнішнє нафтоспоживання може бути підтримано через проєкти з інфраструктури та інші зусилля по диверсифікації економік у регіоні Перської затоки, однак деякі урядові витрати можуть бути скорочені через падіння цін на нафту.

МВФ також зазначив, що хоча зміни у тарифах мають обмежений прямий вплив на країни Ради співпраці держав Перської затоки (GCC), оскільки експорт енергії звільнений від тарифів, це зниження нафтових доходів може призвести до перегляду планів інвестицій.

Джерело: НТЦ Псіхєя — mailto:oil@ukroil.com.ua
За матеріалами: bloomberg.com

Видобуток нафти країнами OPEC+ у березні 2025 року досяг восьмимісячного максимуму на тлі падіння цін, спричиненого торговельними напруженнями та рішенням про поступове підвищення квот. Понаднормовий видобуток фіксується в Іраку, Казахстані та ОАЕ, тоді як Саудівська Аравія й Росія залишилися нижче цільових показників.

Теги: 

Об’єднання країн OPEC+ у березні 2025 року наростило видобуток нафти до 41,04 млн барелів на добу, що є найвищим показником за останні вісім місяців. Такі дані оприлюднив опитувальник OPEC+ від S&P Global Commodity Insights, опублікований 10 квітня.

У порівнянні з лютим, загальний видобуток збільшився на 30 тис. барелів на добу (б/д). Це значно менше, ніж у лютому, коли приріст склав 440 тис. б/д, однак свідчить про складнощі організації з реалізацією скорочень видобутку.

OPEC скоротила видобуток на 10 тис. б/д — до 26,84 млн б/д, тоді як країни-партнери поза OPEC наростили його на 40 тис. б/д — до 14,17 млн б/д.

При цьому країни OPEC+ із встановленими квотами у березні перевищили загальні ліміти на 319 тис. б/д, що більше, ніж у лютому (294 тис. б/д понад норму).

Серед постійних порушників знову фіксуються Ірак і Казахстан. Казахстан видобував 1,8 млн б/д — на 30 тис. б/д більше за лютий і значно вище квоти в 1,468 млн б/д. Це пояснюється розширенням проєкту «Тенгіз», який запрацював із січня.

Видобуток Іраку залишився стабільним на рівні 4,07 млн б/д, включно з приблизно 250 тис. б/д у напівавтономному Курдистані. При цьому офіційний представник іракської держкомпанії SOMO 7 квітня заявив, що федеральний Ірак (без Курдистану) зменшив видобуток на 40 тис. б/д — до 3,637 млн б/д.

Також вище квоти працювали Об’єднані Арабські Емірати, хоча ця країна отримала дозвіл OPEC поступово нарощувати видобуток на 300 тис. б/д з квітня.

Перевищення квот назване однією з причин несподіваного рішення 3 квітня щодо прискорення згортання добровільних скорочень на 2,2 млн б/д у другому кварталі.

Водночас ситуація ускладнюється торговельними конфліктами: США під керівництвом президента Джо Байдена ввели нові тарифи на окремих торговельних партнерів, зокрема Китай, що спричинило заходи у відповідь та різкі коливання цін на нафту.

Ціна нафти Dated Brent, за оцінкою Platts на 9 квітня, становила $62,685/барель — на $15 нижче, ніж 1 квітня.

Країни-порушники домовилися подати оновлені, прискорені компенсаційні плани до Секретаріату OPEC до 15 квітня.

Найбільші виробники альянсу — Саудівська Аравія та Росія — у березні залишилися нижче своїх цільових рівнів: 8,95 млн б/д та 8,97 млн б/д відповідно при квоті 8,978 млн б/д.

Наступне засідання Об’єднаного міністерського наглядового комітету (JMMC) і повне міністерське засідання OPEC+ заплановано на 28 травня.

Опитування Platts враховує видобуток на рівні свердловин і базується на даних нафтових посадовців, трейдерів, аналітиків, а також супутниковому моніторингу, судноплавних та інвентарних звітах.

Джерело: НТЦ Псіхєя
За матеріалами: spglobal